Teknisk forskrift for termisk kraftværksenheder på 1,5 MW eller mere

Transkript

1 Teknisk forskrift for termisk kraftværksenheder på 1,5 MW eller mere Teknisk forskrift for nettilslutning TF Version oktober 2008

2 Revisionsoversigt Revisionsoversigt Kapitel nr. Tekst Version Dato Afsnit Bilag 1 Lovbekendtgørelse; Ikrafttrædelse; Måling og dataudveksling; Layout af bilag 1; Forskriften er anmeldt til Energitilsynet /2008 Alt Opdateret efter offentlig høring og anmeldt til Energitilsynet 5 09/2007 Alt Opdateret og harmoniseret med TF og sendt i offentlig høring 4 07/2007 Afsnit 2+3 Opdateret i forbindelse med oversættelse til engelsk udgave 3 07/2006 Alt Opdateret efter offentlig høring 2 12/2005 Alt Opdateret og sendt i offentlig høring Alt Høringsrunde i Netudvalget Arbejdsgruppe: Kaj Christensen, Energinet.dk Jens Peter Kjærgaard, Energinet.dk Jan Havsager, Energinet.dk Per Lund, Energinet.dk Frederik B. Olesen, Energinet.dk (Udarbejdet rapport) Carsten Strunge, Energinet.dk (Udarbejdet rapport) Søren F. Jensen, Energinet.dk (Udarbejdet rapport) Rapporten kan fås ved henvendelse til: Energinet.dk Fjordvejen Fredericia Tlf Rapporten kan hentes på Dokument nr v5.1 2/85

3 Resumé (ikke en del af forskriften) Resumé (ikke en del af forskriften) Nærværende tekniske forskrift indeholder bestemmelser for termiske kraftværksenheder på 1,5 MW elektrisk effekt eller mere, som tilsluttes det kollektive elforsyningsnet i Danmark. Forskriften gælder for nye kraftværksenheder og eksisterende kraftværksenheder, hvorpå der foretages ændringer. Forskriften omfatter bestemmelser om nettoeffekt, tolerance over for spændings- og frekvensvariationer, tolerance over for netfejl, ø-drift, start og indkobling, aktiv effektproduktion og frekvensregulering, netstabilitet, reaktiv effektproduktion og spændingsregulering, beskyttelse, måling, kommunikation og dataudveksling, kraftværksenhedens opbygning, drift og vedligeholdelse, verifikation og dokumentation og misligholdelse. I henhold til bestemmelse 10.1 skal en kraftværksenhed være udstyret med synkrongenerator. Forskriften afløser tidligere specifikationer og rekommandationer udgivet af henholdsvis Elkraft og Eltra, nu samlet i Energinet.dk. Forskriften dækker bestemmelser for både Vestog Østdanmark. Dokument nr v5.1 3/85

4 Indholdsfortegnelse Indholdsfortegnelse Revisionsoversigt... 2 Resumé (ikke en del af forskriften)... 3 Indholdsfortegnelse... 4 Indledning (ikke en del af forskriften) Definitioner Formål Anvendelsesområde Nettoeffekt Tolerancer over for frekvens- og spændingsafvigelser Tolerance over for netfejl Ø-drift Start og indkobling Aktiv effektproduktion og frekvensregulering Netstabilitet Reaktiv effektproduktion og spændingsregulering Beskyttelse Måling, kommunikation og dataudveksling Kraftværksenhedens opbygning Drift og vedligeholdelse Verifikation og dokumentation Misligholdelse Dispensation og uforudsete forhold...44 Bilag 1: Dokumentation...45 Bilag 2: Påbudt relæbeskyttelse på synkrongeneratoranlæg...66 Bilag 3: Supplerende relæbeskyttelse på synkrongeneratoranlæg...67 Bilag 4: Bemærkninger (ikke en del af forskrift)...68 Bilag 5: Tidligere bestemmelser (ikke en del af forskriften)...84 Bilag 6: Referenceliste (Ikke en del af forskriften)...85 Dokument nr v5.1 4/85

5 Indledning (ikke en del af forskriften) Indledning (ikke en del af forskriften) Krav og afgrænsning Nærværende tekniske forskrift er en del af det samlede sæt af tekniske forskrifter fra den systemansvarlige virksomhed, Energinet.dk. De tekniske forskrifter indeholder tekniske regler, der gælder for aktørerne vedrørende tilslutning til og driftsmæssig brug af det kollektive elforsyningsnet. De tekniske forskrifter, herunder systemdriftsforskrifterne, udgør sammen med markedsforskrifterne det ikke-diskriminerende regelsæt, som aktører skal opfylde. Gældende udgave af de tekniske forskrifter findes på Forskriften indeholder bestemmelser for termiske kraftværksenheder på 1,5 MW elektrisk effekt eller mere, som tilsluttes det kollektive elforsyningsnet i Danmark. Forskrifter indeholder bestemmelser om de egenskaber, som kraftværksenhederne skal designes til og overholde gennem levetiden. Systemdriftsmæssige forhold for kraftværksenhederne er reguleret i andre forskrifter. Definitioner og bemærkninger I forskriften gøres der i udstrakt grad brug af definitioner, som er samlet i et fælles afsnit. Brugen af definitionerne er i teksten tydeliggjort med kursiv skrift. Ved anvendelse af forskriften henledes opmærksomheden særligt på afsnittet med bemærkninger bagerst i dokumentet. Afsnittet kan bidrage til at skabe overblik over bestemmelserne og forståelse af bestemmelsernes baggrund og konsekvenser. Afsnittet er ikke en del af forskriften, hvilket fremgår af overskriften. Ansvarlig for forskriften Energinet.dk er ansvarlig for de tekniske forskrifter, og at forskrifterne følges og løbende tilpasses fremtidens kollektive elforsyningsnet i Danmark. De tekniske forskrifter administreres af de enkelte netvirksomheder. Energinet.dk kan skriftligt give tilladelse til afvigelser fra forskriften. Der henvises i øvrigt til 26, stk. 1, i lovbekendtgørelse nr af 8. november 2006 om lov om elforsyning, i henhold til 7 i bekendtgørelse nr af 19. december 2005 om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v. Myndighedskrav og normer Kraftværksenheder skal overholde Dansk Lovgivning, herunder stærkstrømsbekendtgørelsen og netvirksomhedernes Fællesregulativ. For områder, der ikke er dækket af dansk lovgivning eller den tekniske forskrift TF 3.2.3, anvendes CENELEC-normer, og hvor disse ikke findes, anvendes ISO- og IEC-normer. Dokument nr v5.1 5/85

6 Definitioner 1. Definitioner 1.1 Drift Blok-ø-drift Driftstilstand, hvor en kraftværksenhed drives isoleret fra det kollektive elforsyningsnet og med kraftværksenhedens egetforbrug som eneste last Driftsklar tilstand En kraftværksenhed er i driftsklar tilstand, når kraftværksenheden kan starte fra kold/varm tilstand på den tid, der er angivet i bilag 1 for kraftværksenheden. Driftsklar tilstand er udgangpunktet for definitionen starttid til indkobling og starttid til fuld produktion Eksterne driftsbetingelser Eksterne forhold, der omfatter fx kølevandstemperatur, udelufttemperatur, lufttryk og relativ luftfugtighed, som påvirker nettoeffekten, og ikke kan styres af kraftværksoperatøren Nominelle eksterne driftsbetingelser Eksterne driftsbetingelser, hvorved nominel maksimaleffekt og nominel minimumeffekt opgives Normal driftstilstand Den proces, konfiguration og kobling en kraftværksenhed er udlagt for, og som kraftværksenheden normalt vil blive drevet i. Et anlægs konfiguration kan afvige fra normal driftstilstand af hensyn til f.eks. fejl på dele af anlægget, under start og stop, ved blok-ø-drift eller ved drift med overbelastning. Der kan opstå tvivl om, hvad der er normal driftstilstand f.eks., hvis en kraftværksenhed under normale forhold vil blive drevet både med og uden varmeproduktion eller med forskellige brændsler. Den systemansvarlige virksomhed skal i sådanne tilfælde efter samråd med kraftværksoperatøren træffe afgørelse om, hvad der skal anses som normal driftstilstand og kan stille krav om, at bestemmelser i denne forskrift skal opfyldes i flere forskellige driftstilstande Område-ø-drift Driftstilstand, hvor en kraftværksenhed forsyner et isoleret netområde enten alene eller som betydende enhed Ø-drift Driftsform omfattende blok-ø-drift og område-ø-drift. 1.2 Effekt Nettoeffekt Summen af den aktive elektriske effekt regnet med fortegn, som en kraftværksenhed udveksler med nettet i tilslutningspunkterne. Effektretningen regnes positiv fra kraftværksenheden til det kollektive elforsyningsnet. Dokument nr v5.1 6/85

7 Definitioner Maksimaleffekt Den største nettoeffekt en kraftværksenhed kontinuert kan levere i normal driftstilstand under de aktuelle eksterne driftsbetingelser og ved overholdelse af fuldlast spændingsfrekvensområdet i tilslutningspunkterne. Maksimaleffekten varierer med de eksterne driftsbetingelser og er derfor ikke en fast værdi. Se også nominel maksimaleffekt Højeste maksimaleffekt Den højeste værdi af maksimaleffekt ved typisk forekommende eksterne driftsbetingelser Laveste maksimaleffekt Den laveste værdi af maksimaleffekt ved typisk forekommende eksterne driftsbetingelser Nominel maksimaleffekt Maksimal nettoeffekt en kraftværksenhed kontinuert kan levere i normal driftstilstand under nominelle eksterne driftsbetingelser og ved overholdelse af fuldlast spændingsfrekvensområdet i tilslutningspunkterne. Nominel maksimaleffekt er, i modsætning til maksimaleffekt, et fast tal uafhængigt af de eksterne driftsbetingelser Minimumeffekt Den mindste nettoeffekt en kraftværksenhed kontinuert kan levere i normal driftstilstand under de aktuelle eksterne driftsbetingelser og ved overholdelse af fuldlast spændingsfrekvensområdet i tilslutningspunkterne. Minimumeffekten varierer med de eksterne driftsbetingelser og er derfor ikke en fast værdi. Se også nominel minimumeffekt Nominel minimumeffekt Mindste nettoeffekt en kraftværksenhed kontinuert kan levere i normal driftstilstand under nominelle eksterne driftsbetingelser og ved overholdelse af fuldlast spændingsfrekvensområdet i tilslutningspunkterne. Nominel minimumeffekt er i modsætning til minimumeffekt et fast tal, uafhængigt af de eksterne driftsbetingelser. 1.3 Fuldlast Fuldlast frekvensområde Frekvensområde i tilslutningspunkt ved hvilken en kraftværksenhed kan levere maksimaleffekt Fuldlast spændings-frekvensområde Forhold i tilslutningspunkt, hvor frekvensen ligger inden for fuldlast frekvensområde, og spændingen ligger inden for fuldlast spændingsområde, og ved hvilken en kraftværksenhed kan levere maksimaleffekt Fuldlast spændingsområde Spændingsområde i tilslutningspunkt ved hvilken en kraftværksenhed kan levere maksimaleffekt. Dokument nr v5.1 7/85

8 Definitioner 1.4 Generatorfødeledning Elektrisk forbindelse, som forbinder generator/maskintransformer med det kollektive elforsyningsnet. 1.5 Hovedbrændsel Brændsel, hvis andel udgør mere end 80 % af den samlede indfyrede energi til en kraftværksenhed i normal driftstilstand. 1.6 Kollektivt elforsyningsnet Transmissions- og distributionsnet, som på offentligt regulerede vilkår har til formål at transportere elektricitet for en ubestemt kreds af elleverandører og elforbrugere. 1.7 Kortslutningsforhold Forholdet mellem strømmen i en synkrongenerators feltvikling ved mærkespænding på en åben statorvikling og strømmen i feltviklingen ved mærkestrøm på en kortsluttet statorvikling. 1.8 Kraftværksenhed Et anlæg, der producerer trefaset vekselstrøm, og hvor der er direkte funktionel sammenhæng mellem anlæggets hoveddele (f.eks. kedel, turbine og generator). Eksempler: - Et anlæg, der består af to dele med hver sin kedel, turbine og generator er at betragte som to kraftværksenheder. - Et anlæg, der består af et combined cycle anlæg (kombianlæg), er at betragte som én kraftværksenhed. - Et anlæg, der består af tre gasmotorer, som kører i dellast ved stop af en eller flere af motorerne, er at betragte som én kraftværksenhed. I tvivlstilfælde er det den systemansvarlige virksomhed, som træffer afgørelse om, hvorvidt et anlæg kan betragtes som bestående af en eller flere kraftværksenheder efter reglerne i denne bestemmelse. 1.9 Kraftværksoperatøren Virksomhed, der kontrollerer en kraftværksenhed og driften heraf via ejerskab eller kontraktmæssige arrangementer Effektplan (lastplan) En plan for, hvor meget der skal produceres på et givet tidspunkt Lastregulering Regulering ved lokal/decentral beordret ændring af nettoeffekt, der kan sikre den ønskede effektproduktion Leveringspunkt (PCC - Point of Common Coupling) Tilslutningspunkt, hvor den producerede elektricitet kan leveres til det kollektive elforsyningsnet. For installationstilsluttede kraftværksenheder er leveringspunktet det punkt, hvor installationen er forbundet til det kollektive elforsyningsnet. Egenforsyningsanlægget kan (især under start) være tilsluttet et tilslutningspunkt, som ikke er leveringspunktet. Ved små kraftværksenheder er leveringspunkt og tilslutningspunkt ofte sammenfaldende. Se også definition af tilslutningspunkt samt bemærkninger i bilag 4. Dokument nr v5.1 8/85

9 Definitioner 1.13 Nominel spænding Spænding i et tilslutningspunkt ved hvilket systemet er betegnet Overbelastningsevne Nettoeffekt ud over maksimaleffekt, som en kraftværksenhed i minimum 1 time ad gangen kan levere til nettet under nominelle eksterne driftsbetingelser når fuldlast spændingsfrekvensområdet i tilslutningspunkterne overholdes. Overbelastningsevne kan fx opnås ved bortkobling af varmeproduktion for en kraftværksenhed, som normalt drives med varmeproduktion eller bortkobling af højtryksforvarmere i et dampkraftanlæg. Drift med overbelastning sker ofte med reduceret virkningsgrad, øgede omkostninger og/eller øget forbrug af levetid Effekt-/Frekvensregulator Reguleringssystem på kraftværksenhed, der hurtigt og automatisk regulerer nettoeffekten ud fra afvigelse i frekvensen Primærregulering Den automatiske regulering, som på sekundskala sikrer, at frekvensen holdes konstant, og produktion og forbrug balancerer. Reguleringen er implementeret i effekt-/frekvensregulatoren for kraftværksenhederne Sekundærregulering Regulering ved centralt beordret ændring af nettoeffekt, der kan sikre den ønskede effektproduktion og justere frekvensen Starttid til fuld produktion Tid fra beordring af start af en kraftværksenhed i driftsklar tilstand til kraftværksenheden leverer maksimaleffekt Starttid til indkobling Tid fra beordring af start af en kraftværksenhed i driftsklar tilstand til kraftværksenhedens generator(er) synkroniseres og indkobles på det kollektive elforsyningsnet og kan levere aktiv elektrisk effekt Statik (droop) Den ændring i omdrejningshastighed (eller ændring i frekvens), som medfører, at belastningen på en elgenerators drivmaskine ændres fra tomgang til fuldlast. Statik angives ofte i % af nominel omdrejningshastighed (eller nominel frekvens) tanφ Forhold mellem den reaktive og aktive elektriske effekt, som kraftværksenheden leverer i leveringspunktet. Ved positiv tanφ leveres reaktiv effekt til nettet Termisk kraftværksenhed Kraftværksenhed, der producerer trefaset vekselstrøm ved hjælp af en termodynamisk proces Tilslutningspunkt Punkt, hvor en kraftværksenhed er tilsluttet elektrisk til det kollektive elforsyningsnet. Det kan bemærkes, at en kraftværksenhed kan have flere tilslutningspunkter. Se også definition for leveringspunkt samt bemærkninger i bilag 4. Dokument nr v5.1 9/85

10 Definitioner Nettilslutning En kraftværksenhed er nettilsluttet, hvis kraftværksenheden er tilsluttet direkte til det kollektive elforsyningsnet Installationstilslutning En kraftværksenhed er installationstilsluttet, hvis kraftværksenheden gennem egen installation har forbindelse til det kollektive elforsyningsnet. Dette gælder også, selv om eventuelt egetforbrug dækker hele kraftværksenhedens produktion af el Typisk driftsspænding Typisk driftsspænding fastlægges af netvirksomheden i tilslutningspunktet. Typisk driftsspænding anvendes til at fastlægge fuldlast spændingsområdet. Dokument nr v5.1 10/85

11 Formål 2. Formål Formålet med den tekniske forskrift TF er at specificere de tekniske og designmæssige minimumkrav, som termiske kraftværksenheder med en nominel maksimaleffekt på 1,5 MW elektrisk effekt eller mere skal overholde, når de er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet. Formålet er at sikre den tekniske kvalitet og balance i det kollektive elforsyningsnet. Herunder skal de to helt basale tekniske forudsætninger opfyldes, elproduktionen kontinuert tilpasses forbruget, og spændingen opretholdes. For at opnå et driftssikkert og effektivt elforsyningssystem er det nødvendigt, at der er sammenhæng mellem planlægning, anlægsdesign og drift fra produktionsenheder og ud til forbrugerne. Forskriften er at betragte som minimumkrav. Der, hvor man kan opnå bedre egenskaber uden større omkostninger, bør det sikres. 2.1 Lovgrundlag Forskriften er udarbejdet i medfør af 26, stk. 1, i lovbekendtgørelse nr af 8. november 2006 om lov om elforsyning, i henhold til 7 i bekendtgørelse nr af 19. december 2005 om systemansvarlig virksomhed og anvendelse af eltransmissionsnettet m.v. 2.2 Administration af forskriften De tekniske forskrifter administreres af den netvirksomhed, i hvis net kraftværksenheden er tilsluttet på vegne af den systemansvarlige virksomhed. Energinet.dk kan skriftligt give tilladelse til afvigelser fra forskriften. 2.3 Klagemulighed Forskriften er anmeldt til Energitilsynet. Klage over forskriften kan indbringes for Energitilsynet. Klager over den systemansvarlige virksomheds forvaltning af bestemmelserne i forskriften kan ligeledes indbringes for Energitilsynet. Klager over den enkelte netvirksomheds administration af bestemmelserne i forskriften kan indbringes for den systemansvarlige virksomhed. Dokument nr v5.1 11/85

12 Anvendelsesområde 3. Anvendelsesområde Termiske kraftværksenheder, som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet i henhold til afsnittene 3.1 og 3.2, skal til enhver tid opfylde bestemmelserne i forskriften. For områder, der ikke er dækket af dansk lovgivning eller den tekniske forskrift TF 3.2.3, anvendes CENELEC-normer, og hvor disse ikke findes, anvendes ISO- og IEC-normer. 3.1 Nye anlæg Forskriften gælder for alle termiske kraftværksenheder med nominel maksimaleffekt på 1,5 MW elektrisk effekt eller mere, som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet i Danmark og er idriftsat fra og med den 1. november Eksisterende anlæg Termiske kraftværksenheder med en nominel maksimaleffekt på 1,5 MW elektrisk effekt eller mere, som er tilsluttet det kollektive elforsyningsnet i Danmark før den 1. november 2008, skal overholde den på idriftsættelsestidspunktet gældende forskrift. Eksisterende anlæg skal, hvor der foretages væsentlige ændringer i det bestående anlæg, overholde de bestemmelser i denne forskrift, som vedrører ændringerne. En væsentlig ændring berører en eller flere af de egenskaber, som behandles i forskriften. I tvivlstilfælde afgør den systemansvarlige virksomhed, om det er en væsentlig ændring. 3.3 Undtagelse Forskriften gælder ikke for kraftværksenheder, hvor den producerede elektricitet leveres gennem effektelektroniske konvertere. Dokument nr v5.1 12/85

13 Nettoeffekt 4. Nettoeffekt 4.1 Maksimaleffekt En kraftværksenhed skal stabilt og kontinuert kunne levere maksimaleffekt, i henhold til efterfølgende forklaringer. For en kraftværksenhed med varmebunden elproduktion (f.eks. et modtryksværk) kan tiden, hvori der kan leveres maksimaleffekt, være begrænset af et lille fjernvarmeaftag. For en kraftværksenhed med uafhængig el- og varmeproduktion (f.eks. et udtagsværk) accepteres en reduktion af nettoeffekten på grund af et stort fjernvarmeaftag. Ved unormale spændinger og/eller frekvenser i tilslutningspunkterne og efter netfejl accepteres en reduktion af nettoeffekt i henhold til afsnittene 5 og 6. Nominel maksimaleffekt skal angives ved følgende nominelle eksterne driftsbetingelser: - Dampkraftanlæg: Kølevandstemperatur ved indtag 10 ºC Udelufttemperatur 8 ºC - Gasturbiner og gasmotorer: Udelufttemperatur 15 ºC Lufttryk 1013 hpa Relativ luftfugtighed 60 % - Øvrige anlæg: Udelufttemperatur 8 ºC For eventuelle øvrige eksterne driftsbetingelser, herunder returløbstemperatur af fjernvarmevand, anvendes typiske årsmiddelværdier. Laveste maksimaleffekt og højeste maksimaleffekt skal angives ved værdier af eksterne driftsbetingelser inden for følgende område: - Udelufttemperatur mellem -25 ºC og 35 ºC. - Relativ luftfugtighed mellem 40 % og 100 %. - Lufttryk mellem 960 hpa og 1050 hpa. - Kølevandstemperatur ved indtag mellem 0 ºC og 25 ºC. For eventuelle øvrige eksterne driftsbetingelser, herunder returløbstemperatur af fjernvarmevand, anvendes typiske årsekstremer. 4.2 Overbelastningsevne Der stilles ikke krav til overbelastningsevne for en kraftværksenhed. Det er ikke tilladt for en kraftværksenhed at levere en større nettoeffekt end summen af den oplyste maksimaleffekt og den oplyste overbelastningsevne, i henhold til bilag 1. Dokument nr v5.1 13/85

14 Nettoeffekt 4.3 Minimumeffekt En kraftværksenhed skal stabilt og kontinuert kunne levere minimumeffekt. Minimumeffekten må, afhængigt af kraftværksenhedens termodynamiske proces og hovedbrændsel, ikke overstige den procentandel af maksimaleffekten, som er angivet i tabel 1. For anlægstyper og hovedbrændsler, som ikke er angivet i tabel 1, herunder kraftværksenheder med flere forskellige hovedbrændsler, fastsættes størst tilladelige minimumeffekt af den systemansvarlige virksomhed. Kraftværksenhedens type og Minimumeffekt hovedbrændsel [%] Kulstøvfyret dampkraftanlæg 35 Oliefyret dampkraftanlæg 20 Gasfyret dampkraftanlæg 20 Biostøvfyret dampkraftanlæg 35 Halmfyret dampkraftanlæg 50 Flisfyret dampkraftanlæg 50 Fluid-bed kulfyret dampkraftanlæg 50 Affaldsfyret dampkraftanlæg 70 Gasmotor 50 (35 % i minimum 5 min.) Gasturbine 20 Gasfyret combined cycle (kombianlæg) 20 % for gasturbinens andel 75 % for dampturbinens andel Dieselmotor 50 (20 % i minimum 5 min.) Tabel 1 Størst tilladelige minimumeffekt angivet som procent af maksimaleffekt. Det tillades, at minimumeffekten for en kraftværksenhed med nominel maksimaleffekt op til 25 MW opnås ved start/stop af flere delenheder, f.eks. gasmotorer, for at opnå forbedret virkningsgrad ved reduceret nettoeffekt. Uanset dette, skal kraftværksenheden kunne operere ved en vilkårlig dellast, i henhold til afsnit 4.4. En kraftværksenhed skal kunne reguleres til minimumeffekten direkte fra start såvel som fra en tilstand med vilkårlig anden nettoeffekt. 4.4 Dellast En kraftværksenhed skal stabilt og kontinuert kunne levere en vilkårlig dellast mellem minimumeffekt og maksimaleffekt med de naturlige begrænsninger, der måtte hidrøre fra kraftværksenhedens proces (f.eks. start af kulmøller og Benson-overgang), i henhold til efterfølgende forklaringer. For en kraftværksenhed med varmebunden elproduktion kan tiden, hvor der kan leveres en given nettoeffekt, være begrænset af et lille fjernvarmeaftag. For en kraftværksenhed med uafhængig el- og varmeproduktion (et udtagsværk) accepteres en reduktion af nettoeffekten på grund af et stort fjernvarmeaftag. Dokument nr v5.1 14/85

15 Tolerancer over for frekvens- og spændingsafvigelser 5. Tolerancer over for frekvens- og spændingsafvigelser En kraftværksenhed skal med mindst mulig reduktion af maksimaleffekt kunne modstå spændings- og frekvensafvigelser i tilslutningspunkterne ud over fuldlast spændingsfrekvensområdet. Krav til reduktion af reaktiv effekt ved spændingsvariationer beskrives nærmere i afsnit 11. Spænding (p.u.) U EH Mindst mulig reduktion U H 10 sek. Ingen krav til produktion 1 time 10 % reduktion U HF U TYP 30 min reduktion 15 % ved 47,5 Hz Lineær interpolation Kontinuert drift 30 min reduktion 0 % 3 min Ingen krav til produktion U LF 1 time 10 % reduktion U L Mindst mulig reduktion U EL Figur 1 47,0 47,5 49,0 50,5 51,0 53,0 Frekvens (Hz) Frekvensområde, driftstid og krav til produktion. 5.1 Fuldlast spændings-frekvensområde Fuldlast frekvensområdet er 49,0 Hz-50,5 Hz. En kraftværksenhed skal i fuldlast frekvensområdet kunne startes og drives kontinuert med automatisk spændingsregulering i fuldlast spændingsområdet. Fuldlast spændingsområdet afhænger af den nominelle spænding for tilslutningspunktet, som er angivet i tabel 2 og tabel 3. Dokument nr v5.1 15/85

16 Tolerancer over for frekvens- og spændingsafvigelser Nominel spænding U n Nedre spænding U L Nedre fuldlastspænding U LF Øvre fuldlastspænding U HF Øvre spænding U H [kv] [kv] [kv] [kv] [kv] , , ,0 Tabel 2 Fuldlast spændingsområdet i forhold til øvre og nedre spændingsgrænse.. I tabel 2 er angivet faste spændingsværdier, der fastlægger fuldlast spændingsområdet i leveringspunktet. For spændinger på 132 kv og derover er øvre spændingsgrænse dog højere end anbefalingerne i EN af hensyn til kortvarige høje spændinger ved retablering efter dødt net. Nominel spænding U n Typisk driftsspænding U TYP Nedre spænding U L Nedre fuldlastspænding U LF Øvre fuldlastspænding U HF Øvre spænding U H [kv] [kv] [kv] [p.u. af U typ ] [p.u. af U typ ] [kv] 30 30,0 27,0 0,95 1,05 36, ,5 18,0 0,95 1,05 22, ,3 13,5 0,95 1,05 16, ,5 9,00 0,95 1,05 11,0 0,69 0,69 0,62 0,90 1,05 0,76 0,40 0,40 0,36 0,90 1,05 0,44 Tabel 3 Fuldlast spændingsområdet i forhold til øvre og nedre spændingsgrænse.. I tabel 3 er den typiske driftsspænding (U TYP ) angivet. Typisk driftsspænding varierer fra landsdel til landsdel og fastlægges af netvirksomheden. Intervallet mellem øvre og nedre grænse for fuldlast spændingsområdet målt i kv (U HF -U LF ) skal ligge inden for henholdsvis øvre og nedre spænding (U H -U L ). 5.2 Spændingsafvigelser Lave spændinger U L Ved frekvenser i tilslutningspunkterne inden for fuldlast frekvensområdet skal en kraftværksenhed kunne levere reduceret maksimaleffekt, når spændingen i et tilslutningspunkt er mellem U LF og U L. En kraftværksenhed skal kunne levere reduceret maksimaleffekt i mindst en time ad gangen. Hvis der i længere tid kan forekomme lav spænding i et tilslutningspunkt, skal en kraftværksenhed dog kontinuert kunne levere en reduceret maksimaleffekt. Dokument nr v5.1 16/85

17 Tolerancer over for frekvens- og spændingsafvigelser Om der i længere tid kan forekomme lav spænding, oplyses af den netvirksomhed, hvor kraftværksenheden er tilsluttet. Reduktionen i maksimaleffekt må maksimalt udgøre 10 % af nominel maksimaleffekt Ekstra lave spændinger U EL En kraftværksenhed med et tilslutningspunkt med nominel spænding U n i området 10 til 20 kv skal inden for fuldlast frekvensområdet og i området mellem U L og den ekstra lave spænding U EL levere ved mindst mulig reduktion af maksimaleffekt, som angivet i tabel 4. Nominel spænding U n Ekstra lav spænding U EL Ekstra høj spænding U EH [kv] [kv] [kv] 20 17,0 24, ,0 17,5 10 8,50 12,0 Tabel 4 Ekstra lav og ekstra høj spændingsgrænse Høje spændinger U H Ved frekvenser i tilslutningspunkterne inden for fuldlast frekvensområdet skal en kraftværksenhed kunne levere reduceret maksimaleffekt, når spændingen i et tilslutningspunkt er mellem U HF og U H. En kraftværksenhed skal kunne levere reduceret maksimaleffekt i mindst en time ad gangen, og for tilslutningspunkter med nominel spænding U n over 100 kv i op til 10 timer om året. Reduktionen i maksimaleffekt må maksimalt udgøre 10 % af nominel maksimaleffekt Ekstra høje spændinger U EH En kraftværksenhed med et tilslutningspunkt med nominel spænding U n i området 10 til 20 kv skal inden for fuldlast frekvensområdet og i området mellem U H og den ekstra høje spænding U EH, som angivet i tabel 4, levere ved mindst mulig reduktion af maksimaleffekt Spændingens ændringshastighed Spændingsafvigelser angivet i afsnit 5.2 skal for tilslutningspunkter med nominel spænding U n over 100 kv kunne tolereres, når spændingen varierer med op til 10 % af nominel spænding U n i et vilkårligt et minuts interval. For øvrige tilslutningspunkter skal spændingsafvigelserne kunne tolereres ved vilkårlige ændringshastigheder af spændingen Transiente spændinger Forhold i det kollektive elforsyningsnet kan give anledning til transiente spændinger i tilslutningspunktet for kraftværksenheden. I samarbejde med netvirksomheden vurderes behov for installation af overspændingsafledere til beskyttelse af kraftværksenheden. Dokument nr v5.1 17/85

18 Tolerancer over for frekvens- og spændingsafvigelser 5.3 Frekvensafvigelser Lave frekvenser Når frekvensen er lav (under 49,0 Hz) og ved spændinger i tilslutningspunkterne inden for fuldlast spændingsområdet, skal en kraftværksenhed kunne levere reduceret maksimaleffekt ved frekvenser i tilslutningspunkterne, som vist i tabel 5. Reduktionen i maksimaleffekt må maksimalt udgøre 15 % af nominel maksimaleffekt ved 47,5 Hz, 0 % af nominel maksimaleffekt ved 49 Hz, og en værdi fundet ved lineær interpolation ved frekvenser mellem 47,5 Hz og 49 Hz. Der stilles ikke krav til maksimaleffekt for en kraftværksenhed ved ekstra lave frekvenser (under 47,5 Hz). Frekvensområde f [Hz] Driftstid t [sek. / min] Maksimal effektreduktion [%] f < 47,0 Hz 47,0 f 47,5 47,5 < f 49,0 300 ms > 10,0 sek. > 30 min Ingen krav Ingen krav < 15 % 49,0 < f 50,5 Kontinuert 0 % 50,5 < f 51,0 51,0 < f 53,0 f > 53,0 Hz > 30 min Kortvarigt (3 min) 300 ms 0 % Ingen krav Ingen krav Tabel 5 Frekvensområde, driftstid og krav til produktion Høje frekvenser Når frekvensen er høj (over 50,5 Hz og under 51,0 Hz) og ved spændinger i tilslutningspunkterne inden for fuldlast spændingsområdet skal en kraftværksenhed kunne levere maksimaleffekt uden reduktion, som vist i tabel Ekstra høje frekvenser Når frekvensen er ekstra høj (over 51,0 Hz) og ved spændinger i tilslutningspunkterne inden for fuldlast spændingsområdet, skal en kraftværksenhed forblive indkoblet ved frekvenser i tilslutningspunkterne, som angivet i tabel 5. Der stilles ikke krav til maksimaleffekt for en kraftværksenhed ved ekstra høje frekvenser Transiente frekvenser Den generelle hensigt med følgende krav er, at kraftværksenheden skal være sådan udformet, at den kan forblive i drift ved transiente frekvensafvigelser, der normalt forekommer ved fejl på nettet. En kraftværksenhed skal uden udkobling kunne tolerere transiente frekvensgradienter (df/dt) på op til ±2,5 Hz/s i tilslutningspunktet. Dokument nr v5.1 18/85

19 Tolerance over for netfejl 6. Tolerance over for netfejl En kraftværksenhed, inklusive egenforsyningsanlæg og hjælpeanlæg, skal kunne forblive indkoblet på nettet under og efter en spændingsforstyrrelse i tilslutningspunkterne, som angivet i afsnittene med en efterfølgende maksimalt 10 % lastreduktion af nettoeffekten. Uanset, om en kraftværksenhed skal konstrueres til at kunne tolerere disse spændingsdyk med den angivne reduktion i nettoeffekt, skal relæindstillinger være som angivet i afsnit 12. Kraftværksenheden anses for tilsluttet over 100 kv, når der mellem kraftværksenheden og transmissionsnettet over 100 kv kun findes elforbrug i form af egetforbrug til produktionsog netanlæg. 6.1 Tilslutningspunkter over 100 kv En kraftværksenhed skal på højspændingssiden af maskintransformeren og i tilslutningspunktet tolerere en kraftværksnær spændingsforstyrrelse, som angivet i figur 2 og figur Kraftværksnære fejl Ved en kraftværksnær spændingsforstyrrelse forstås en spændingsforstyrrelse, som forekommer i en sådan afstand af kraftværksenheden, at den initielle kortslutningsstrøms vekselstrømsandel (I k ) fra kraftværksenhedens generator(er) ved en trefaset kortslutning er minimum 1,8 gange generatorens/generatorernes nominelle strøm. Ved trefasede spændingsforstyrrelser skal kraftværksenheden kunne tolerere et spændingsforløb i de tre faser, som angivet i figur 2. Procent af nominel spænding Fuldlast spændingsområde 100% ULF 60% 0% y ms ms 700 ms 1500 ms Tid Figur 2 Trefaset spændingsforstyrrelse, som ikke må lede til udkobling af kraftværksenheden. U LF betegner den nedre grænse for fuldlast spændingsområdet, i henhold til tabel 2. I Østdanmark kræves y = 250 ms (jf. Nordel), og i Vestdanmark kræves y = 150 ms (i henhold til UCTE). Dokument nr v5.1 19/85

20 Tolerance over for netfejl Ved enfasede og tofasede spændingsforstyrrelser skal kraftværksenheden kunne tolerere et spændingsforløb i de fejlramte faser, som angivet i figur 3 samtidig med, at spændingen i de ikke-fejlramte faser befinder sig mellem den nedre grænse for fuldlast spændingsområdet (U LF ) og 1,4 gange den øvre grænse for fuldlast spændingsområdet (1,4 x U HF ), i henhold til tabel 2 og tabel 3. Tidsintervallet, x, i figur 3 kan variere mellem 300 ms og 800 ms. Procent af nominel spænding Fuldlast spændingsområde 100% ULF 60% 0% 150 ms x 150 ms 550 ms 800 ms Tid Figur 3 Fasespænding i fejlramte faser ved enfasede og tofasede spændingsforstyrrelser, som ikke må lede til udkobling af kraftværksenheden. U LF betegner den nedre grænse for fuldlast spændingsområdet, i henhold til tabel Kraftværksfjerne fejl Ved en kraftværksfjern spændingsforstyrrelse forstås en spændingsforstyrrelse, som forekommer i en sådan afstand af kraftværksenheden, at den initielle kortslutningsstrøms vekselstrømsandel (I k ") fra kraftværksenhedens generator(er) ved en trefaset kortslutning er under 1,8 gange generatorens/generatorernes nominelle strøm. En kraftværksenhed skal i tilslutningspunkter med nominel spænding over 100 kv tolerere en vilkårlig en-, to- eller trefaset kraftværksfjern spændingsforstyrrelse af en varighed på op til fem sekunder. Dokument nr v5.1 20/85

21 Tolerance over for netfejl 6.2 Tilslutningspunkter op til 100 kv En kraftværksenhed skal konstrueres, så den i tilslutningspunkter med nominel spænding op til 100 kv kan tolerere et spændingsdyk til 50 % af nominel spænding i et sekund i alle tre faser og et spændingsdyk til 0 % spænding i et sekund i én fase. En kraftværksenhed skal konstrueres, så den i tilslutningspunkter med nominel spænding op til 100 kv kan tolerere et spændingsdyk til U 3ϕ i mellem et og fem sekunder i alle tre faser og et spændingsdyk til U 1ϕ i mellem et og fem sekunder i én fase. Størrelsen af U 3ϕ og U 1ϕ i p.u. er givet ved U 3ϕ = 1 - (0,5 sekund)/t og U 1ϕ = 1 - (1 sekund)/t, hvor t er varigheden af spændingsdykket (nominel spænding lig 1 p.u.), som er illustreret i figur 4. Spænding, U 100% 3-faset spændingsdyk 75% 50% 1-faset spændingsdyk ULF 25% 0% Varighed, t (sekunder) Figur 4 Sammenhæng mellem varighed og størrelse af enfasede og trefasede spændingsdyk, som kraftværksenheder tilsluttet op til 100 kv skal kunne tolerere. Dokument nr v5.1 21/85

22 Ø-drift 7. Ø-drift 7.1 Kraftværksenheder op til 25 MW Blok-ø-drift For kraftværksenheder med nominel maksimaleffekt op til 25 MW accepteres, at de udkobles ved påvirkninger, der ligger uden for de specificerede krav uden at overgå fra normal drift til blok-ø-drift. Den systemmæssige betydning af en eventuel evne til at kunne overgå fra normal drift til blok-ø-drift vurderes som beskeden i forhold til udgiften for at sikre en sådan driftsegenskab. I stedet bør sikres, at kraftværksenheden har korte starttider efter en udkobling Område-ø-drift En netfejl kan forårsage utilsigtet område-ø-drift. Fortsat drift af kraftværksenheden under utilsigtet område-ø-drift skal så vidt muligt undgås. Kraftværksenheden skal dog efter særlig driftslederaftale kunne forsyne et passende område i område-ø-drift i henhold til afsnit Kraftværksenheder over 25 MW En kraftværksenhed med nominel maksimaleffekt over 25 MW skal kunne overgå fra normal drift parallelt med det sammenhængende elforsyningssystem til ø-drift, opretholde ø-driften og returnere fra ø-driften, som angivet i afsnit Overgang til ø-drift Overgangen til blok-ø-drift skal kunne ske fra en vilkårlig tilstand med nettoeffekt fra minimaleffekt til maksimumeffekt samt ved overbelastning. Overgang til ø-drift skal kunne ske automatisk i følgende tilfælde: - Ved overskridelse af de i afsnit 5 specificerede områder for frekvens og spænding i form af høje/lave spændinger/frekvenser eller de i afsnittet angivne tider. - Ved netfejl, som overskrider profilerne for spændingsdyk specificeret i afsnit 6. En kraftværksenhed skal ved overgang til område-ø-drift kunne regulere systemfrekvensen inden for fuldlast frekvensområdet, med mindre dette vil medføre, at nettoeffekten bliver mindre end minimumeffekten eller større end maksimaleffekten. Dette skal ske ved, at kraftværksenheden ved overgang til område-ø-drift skal foretage regulering som efter fejl, og umiddelbart derefter foretage regulering som under normal drift, i henhold til afsnit 9. Dokument nr v5.1 22/85

23 Ø-drift Opretholdelse af ø-drift Blok-ø-drift skal kunne opretholdes stabilt og sikkert i minimum to timer uden stop af kraftværksenheden. Område-ø-drift skal kunne opretholdes kontinuert, stabilt og sikkert uden stop af kraftværksenheden, så længe det ikke strider mod kraftværksenhedens mulige nettoeffekt, i henhold til afsnit 4 eller tolerance over for spændings- og frekvensafvigelser, i henhold til afsnit 5. For en kraftværksenhed med varmebunden elproduktion kan tiden, hvorved ø-driften kan opretholdes, være begrænset af et lille fjernvarmeaftag Returnering fra ø-drift En kraftværksenhed skal direkte fra ø-drift uden stop af kraftværksenheden kunne returnere til normal drift, i henhold til afsnit 8.3. En kraftværksenhed skal direkte fra blok-ø-drift uden stop af kraftværksenheden kunne overgå til område-ø-drift, herunder indkobling på et spændingsløst net, i henhold til afsnit 8.3. Dokument nr v5.1 23/85

24 Start og indkobling 8. Start og indkobling 8.1 Start En kraftværksenhed skal kunne gennemføre en start ved frekvenser og spændinger i tilslutningspunkterne inden for fuldlast spændings- og frekvensområdet. En kraftværksenhed skal derudover også kunne gennemføre en start ved spændinger ned til den nedre spændingsgrænse U L. i henhold til afsnit 5.1 Der stilles ikke krav til start for en kraftværksenhed på 1,5 MW elektrisk effekt eller mere, når det kollektive elforsyningsnet er spændingsløst. Der kan dog indgås aftale med den systemansvarlige virksomhed om tilbygning af egenskaber til at kunne opstarte fra spændingsløst net. 8.2 Starttid En kraftværksenhed skal konstrueres med så lav starttid som muligt under hensyntagen til de økonomiske konsekvenser herved med henblik på at muliggøre hurtig reserve og nødstart Dampturbine over 25 MW For en kraftværksenhed med dampturbine med nominel maksimaleffekt over 25 MW må starttid til indkobling og starttid til fuld produktion ikke overstige tiderne angivet i tabel 6. For en combined cycle enhed (kombianlæg) med nominel maksimaleffekt over 25 MW gælder tiderne for dampturbineandelen. Tid siden sidste stop Starttid til indkobling Starttid til fuld produktion [min] [min] Umiddelbart efter stop Op til 8 timer Mellem 8 og 36 timer Over 36 timer (koldstart) Tabel 6 Maksimal starttid for kraftværksenheder med nominel maksimaleffekt over 25 MW afhængig af tiden siden sidste stop Gasturbine over 25 MW For en kraftværksenhed med gasturbine, der ikke producerer varme, og hvis nominelle maksimaleffekt er over 25 MW, må starttid til fuld produktion ikke overstige 3 minutter for gasturbiner af jet-typen og 10 minutter for gasturbiner af industriel typen, uanset tiden siden sidste udkobling. For en kraftværksenhed med gasturbine, der producerer varme, herunder en kraftværksenhed med combined cycle gasturbine (kombienhed), og hvis nominelle maksimaleffekt er over 25 MW, må starttid til indkobling og starttid til fuld produktion for gasturbineandelen ikke overstige henholdsvis 20 minutter og 45 minutter, uanset tid siden sidste udkobling. Dokument nr v5.1 24/85

25 Start og indkobling Anlægstyper op til 25 MW For kraftværksenheder, der ikke er omfattet af afsnittene herunder kraftværksenheder med nominel maksimaleffekt op til 25 MW, må starttid til indkobling og starttid til fuld produktion ikke overstige tiderne angivet i tabel 7. For anlægstyper og hovedbrændsler, som ikke er angivet i tabel 7, herunder kraftværksenheder med flere forskellige hovedbrændsler, fastsættes starttiden af den systemansvarlige virksomhed. Starttid Kraftværksenhedens type/hovedbrændsel Umiddelbart efter udkobling Til indkobling Til fuld produktion Otte timer siden udkobling Til indkobling Til fuld produktion [min] [min] [min] [min] Halmfyret dampkraftanlæg Flisfyret dampkraftanlæg Fluid-bed kulfyret dampkraftanlæg Affaldsfyret dampkraftanlæg Ingen krav Ingen krav Ingen krav Ingen krav Gasmotor Gasturbine Gasfyret combined cycle 30 (dampdel 25 (dampdel (kombianlæg) 95 min) 90 min) Dieselmotor Tabel 7 Maksimal starttid for kraftværksenheder, der ikke er omfattet af herunder kraftværksenheder med nominel maksimaleffekt op til 25 MW afhængig af tiden siden sidste udkobling. 8.3 Indkobling En kraftværksenhed skal være udstyret med synkroniseringsudstyr til indkobling. Synkroniseringsudstyret skal sikkert og stabilt kunne indkoble kraftværksenheden på nettet både ved normal start og i situationer med ø-drift, i henhold til afsnit 7, ved spænding og frekvens i tilslutningspunkterne inden for fuldlast spændings-frekvensområdet, i henhold til afsnit 5.1, og ved spændinger ned til den nedre spændingsgrænse. En kraftværksenhed, der kan drives i ø-drift, i henhold til afsnit 7, skal fra situationer med blok-ø-drift sikkert og stabilt kunne indkobles på et spændingsløst net, i henhold til afsnit 7.2.3, når det ikke medfører overskridelse af de frekvens- og spændingsafvigelser, der er specificeret i afsnit 5 og 6. En kraftværksenhed må i tilslutningspunkter med nominel spænding på 20 kv eller mindre ikke give anledning til indkoblingsstrømme m.v. af en sådan størrelse, at det giver anledning til forstyrrende, forbigående spændingsændringer ifølge DEFU komitérapport 88, "Nettilslutning af decentrale produktionsanlæg", marts Forbigående spændingsændringer fra indkoblingsstrømme m.v., herunder fra magnetiseringsstrømmen ved indkobling af en maskintransformer, må i tilslutningspunkter med nominel spænding over 20 kv ikke overstige 3 % af nominel spænding. Dokument nr v5.1 25/85

26 Aktiv effektproduktion og frekvensregulering 9. Aktiv effektproduktion og frekvensregulering En kraftværksenhed skal være konstrueret, så kraftværksenheden kan drives i en driftstilstand, der som minimum muliggør levering af de reserver, som Nordel og UCTE kræver i henhold til efterfølgende krav. 9.1 Generelle krav til kraftværksenhedens reguleringsevne Kraftværksenheden skal være udstyret med en hurtigt reagerende effekt-/frekvensregulator, der kontinuert, stabilt og sikkert kan regulere nettoeffekten og kan levere frekvensregulering. Kraftværksenheden skal kunne drives i en driftstilstand, som tillader en forøgelse/reduktion af nettoeffekt, når kraftværksenheden leverer en nettoeffekt på % af maksimaleffekt, i henhold til efterfølgende krav. Forøgelse/reduktion af nettoeffekten skal være minimum 5 % af nominel maksimaleffekt i løbet af 30 sekunder ved den grænsefrekvens, der er specificeret af systemansvaret. Effekt-/frekvensregulatoren skal kunne regulere nettoeffekten kontinuert mellem minimumeffekten og maksimaleffekten med de naturlige begrænsninger fra kraftværksenhedens proces (f.eks. start af kulmøller og Benzon-overgang). For kraftværksenheder større end 25 MW skal nøjagtigheden af effekt-/frekvensregulatorens frekvensmåling være 10 mhz eller derunder, og for øvrige kraftværksenheder accepteres en opløsning på 20 mhz eller derunder. Effekt-/frekvensregulatorens referencefrekvens skal kunne indstilles i området 49,9 Hz til 50,1 Hz med en opløsning på 10 mhz eller derunder. Effekt-/frekvensregulatorens statik skal kunne indstilles i området 2 %-8 % med en opløsning på 1 % eller derunder. Effekt-/frekvensregulatorens statikdel skal være udstyret med et indstilleligt dødbånd, som skal kunne kobles fra. Dødbåndet skal kunne indstilles i området fra ±0 mhz til ±200 mhz med en opløsning på ±5 mhz eller derunder. For kraftværksenheder større end 25 MW skal effekt-/frekvensregulatoren individuelt kunne indstilles med grænsefrekvenser for aktivering af maksimal lastændringer for både over- og underfrekvens. For kraftværksenheder større end 25 MW skal effekt-/frekvensregulatoren som minimum have to parallelle sæt dødbånd og statik. Effekt-/frekvensregulatorens tidskonstant må ikke være begrænsende for det samlede reguleringssystems lukkede sløjfetidskonstant (regulator + drivmaskine + generator). For kraftværksenheder større end 25 MW skal indstilling af referencefrekvens, dødbånd og statik kunne fjernstyres under drift via et eksternt signal inden for de angivne grænser. Dokument nr v5.1 26/85

27 Aktiv effektproduktion og frekvensregulering 9.2 Effektregulering ved store frekvensafvigelser Vestdanmark kritisk effekt-/frekvensregulering Kraftværksenheden skal kunne levere kritisk effekt-/frekvensstøtte ved store frekvensændringer. Ved et momentant frekvensfald/-stigning skal kraftværksenheden kunne levere frekvensstøtte i henhold til den indstillede statik. Effektsvaret skal være, hvad det aktuelt er muligt i den aktuelle driftssituation. Umiddelbart efter en momentan forøgelse af nettoeffekten skal en kraftværksenhed kunne levere sekundærregulering, i henhold til afsnit 9.4. Kritisk effekt-/frekvensregulering for den enkelte kraftværksenhed må kun aktiveres efter krav fra den systemansvarlige virksomhed. Kraftværksenheder tilsluttet transmissionsnettet over 100 kv skal altid levere kritisk effekt- /frekvensregulering Østdanmark frekvensstyret driftsforstyrrelsesreserver Forøgelse af nettoeffekten skal starte ved et frekvensfald, der bringer frekvensen under en grænseværdi, der specificeres af den systemansvarlige virksomhed. Grænseværdien vil typisk være 49,9 Hz (Δf akt =100 mhz). Grænseværdien for frekvensen, ved hvilken forøgelsen af nettoeffekten skal være fuldt opreguleret specificeres af den systemansvarlige virksomhed. Grænseværdien vil typisk være 49,5 Hz (Δf udl =500 mhz). Forøgelse af nettoeffekt skal være minimum 2,5 % af nominel maksimaleffekt i løbet af 5 sekunder ved et specificeret frekvensfald i forhold til referencefrekvensen (Nordelrekommandation). Ved frekvensfald, der er mindre end grænsefrekvensen (Δf udl ) specificeret af den systemansvarlige virksomhed, skal kraftværksenheden kunne levere en forøgelse af nettoeffekt, som angivet ovenfor, dog så forøgelsen af nettoeffekten skaleres med en faktor K: K=(Δf-Δf akt )/( Δf udl -Δf akt ) hvor: Δf : Frekvensfaldets størrelse i Hz Δf udl : Det frekvensfald i Hz, som udløser den angivne forøgelse af nettoeffekten (0,2-0,5 Hz) Δf akt : Frekvensafvigelse for aktivering i Hz, som specificeres af den systemansvarlige virksomhed Ud over ovennævnte krav for frekvensstyret driftsforstyrrelsesreserve skal kraftværksenheden ved en momentan frekvensstigning kunne levere frekvensstøtte i henhold til den indstillede statik. Effektsvaret skal være, hvad det aktuelt er muligt i den aktuelle driftssituation. Frekvensstyret driftsforstyrrelsesreserve for den enkelte kraftværksenhed må kun aktiveres efter krav fra den systemansvarlige virksomhed. Umiddelbart efter en momentan forøgelse/reduktion af nettoeffekten, skal en kraftværksenhed kunne levere sekundærregulering, i henhold til afsnit 9.4. Dokument nr v5.1 27/85

28 Aktiv effektproduktion og frekvensregulering 9.3 Effektregulering ved små frekvensafvigelser En kraftværksenhed med nominel maksimaleffekt over 25 MW skal være konstrueret, så kraftværksenheden kan drives i henhold til efterfølgende krav Vestdanmark primærregulering Forøgelse/reduktion af nettoeffekten skal starte ved frekvensafvigelser specificeret af den systemansvarlige virksomhed og vil typisk være i området ± 100 mhz i forhold til referencefrekvensen. Grænsefrekvensen, ved hvilken forøgelse/reduktion i nettoeffekten skal være fuldt reguleret, specificeres af den systemansvarlige og vil typisk være i området ± 200 mhz i forhold til referencefrekvensen. Ved frekvensafvigelser, der kræver effektsvar mindre end 50 % af den samlede reservemængde, skal effektsvaret være leveret inden for maksimalt 15 sekunder. Ved frekvensafvigelser, der kræver effektsvar i området % af den samlede reservemængde, skal den del af effektsvaret, der ligger ud over de 50 %, leveres lineært reguleret fra 50 % ved 15 sekunder til 100 % ved 30 sekunder. Kraftværksenhedens effektsvar i forbindelse med kravene i afsnittene og skal være det størst mulige af de nævnte krav Østdanmark frekvensstyret normaldriftsreserve Med dødbånd sat til 0 mhz skal kraftværksenheden ved et momentant frekvensfald/-stigning på 100 mhz kunne levere den aftalte reservemængde inden for 150 sekunder, som er specificeret af systemansvaret. 9.4 Lastregulering og sekundærregulering En kraftværksenhed skal stabilt og sikkert kunne regulere nettoeffekten inden for området fra minimumseffekt til højeste maksimaleffekt. Dette skal kunne ske både ud fra en planlagt effektplan (lastregulering) og ud fra centralt beordret regulering (sekundærregulering). Sekundærreguleringen skal kunne fjernstyres af et eksternt lastgiversignal. Nettoeffekten skal kunne reguleres ved at indstille en ønsket nettoeffekt i MW (sætpunkt) og en ønsket reguleringshastighed (lastgradient) i MW/min. Herefter skal kraftværksenheden kunne regulere produktion til den indstillede nettoeffekt. Den hastighed, hvormed nettoeffekten som minimum skal kunne ændres udtrykt i procent af nominel maksimaleffekt pr. tidsenhed, fremgår af tabel 8. Det accepteres, at nettoeffekten forsinkes med de naturlige tidskonstanter, der er forbundet med omsætningen af brændslet til en elproduktion. Hastigheden afhænger af den aktuelle nettoeffekt (effektområde) udtrykt i procent af nominel maksimaleffekt, som det fremgår af tabellen. Dokument nr v5.1 28/85

29 Aktiv effektproduktion og frekvensregulering Kraftværksenhedens type Reguleringshastighed Effektområde Kulstøvfyret dampkraftanlæg Oliefyret dampkraftanlæg Gasfyret dampkraftanlæg Biostøvfyret dampkraftanlæg Halmfyret dampkraftanlæg Flisfyret dampkraftanlæg Fluid-bed kulfyret dampkraftanlæg [%/minut] [%] Affaldsfyret dampkraftanlæg Ingen krav Ingen krav Gasmotor Gasturbine Gasfyret combined cycle (kombianlæg) % for gasturbinedel % for dampturbinedel Dieselmotor Tabel 8 Mindstekrav til reguleringshastigheden for nettoeffekt. Ud over de angivne reguleringshastigheder i tabel 8 gælder, at for en eventuel overbelastningsevne skal der i overbelastningsområdet kunne reguleres med minimum 1 %/min. Dokument nr v5.1 29/85

30 Netstabilitet 10. Netstabilitet En kraftværksenhed skal være udstyret med en eller flere synkrongeneratorer, som leverer den producerede elektricitet til det kollektive elforsyningsnet eventuelt gennem en eller flere nettransformere (Step-up transformer/maskintransformer) Generator En kraftværksenheds generator(er) skal overholde de relevante dele af specifikationerne i de europæiske standarder EN , "Rotating electrical machines Part 1: Rating and performance", 2004 og EN , "Rotating electrical machines, part 3: Specific requirements for turbine-type synchronous machines", 1995, dog i henhold til efterfølgende krav. En kraftværksenheds generator(er) skal have reaktanser, der er så små som mulige, under hensyntagen til de tekniske og økonomiske konsekvenser herved, med henblik på at bidrage til stabiliteten af det sammenhængende elforsyningssystem og regulering af reaktiv effekt. For en kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding op til 100 kv skal kraftværksenhedens generator(er) have et kortslutningsforhold på minimum 0,45. For en kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding op til 100 kv, skal kraftværksenheds generator(er) have en transient reaktans på mindre end 0,35 p.u. For en kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding over 100 kv, fastsættes minimumkrav til kortslutningsforhold og transient reaktans af den systemansvarlige virksomhed på baggrund af stabilitetsanalyser, i henhold til afsnit Nettransformer (Step-up transformer/maskintransformer) Forbindelse mellem en kraftværksenheds generator og leveringspunktet, herunder nettransformer og generatorfødeledning, skal have en reaktans, der er så lille som muligt, under hensyntagen til de tekniske og økonomiske konsekvenser herved, med henblik på at bidrage til stabiliteten af det sammenhængende elforsyningssystem og spændingsregulering. For en kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding op til 100 kv, skal kraftværksenhedens nettransformer(e) have en kortslutningsimpedans ("short-circuit impedance"), som defineret i EN , på mindre end e z : e z = 0,07 S n 0,15 p.u. hvor S n : Mærkeeffekt ("rated power") for transformeren, som defineret i EN , målt i MVA. For en kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding over 100 kv, fastsættes den maksimalt tilladelige størrelse af nettransformerens kortslutningsreaktans, som defineret i EN , af den systemansvarlige virksomhed. Dokument nr v5.1 30/85

31 Reaktiv effektproduktion og spændingsregulering 11. Reaktiv effektproduktion og spændingsregulering 11.1 Effektfaktor En kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding op til 100 kv, skal i leveringspunktet kunne forbruge/producere reaktiv effekt med tanφ i området -0,20 og 0,40 ved nominel maksimaleffekt og ved spændinger i leveringspunktet inden for fuldlast spændingsområdet. En kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding over 100 kv, skal i leveringspunktet kunne forbruge/producere reaktiv effekt som angivet ved det skraverede område i figur 5 ved nominel maksimaleffekt og ved spændinger i leveringspunktet inden for fuldlast spændingsområdet. Ved spændinger i leveringspunktet uden for fuldlast spændingsområdet må den mulige produktion af reaktiv effekt for en kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding over 100 kv, kun reduceres i et omfang bestemt af, at generatorens og nettransformerens termiske grænser ikke overskrides, og at generatoren forbliver i et stabilt arbejdspunkt. Sp ænd ing UHF UN ULF -0,2 0 0,4 ta nϕ Figur 5 Tanϕ som funktion af spændingen i leveringspunktet for en kraftværksenhed tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding over 100 kv. Dokument nr v5.1 31/85

32 Reaktiv effektproduktion og spændingsregulering 11.2 Magnetiseringssystem generelt En kraftværksenhed skal være udstyret med et kontinuert, fungerende, automatisk magnetiseringssystem, som kan sikre en stabil spænding i leveringspunktet og øge stabiliteten af det sammenhængende elforsyningssystem. Spændingsreguleringens referencespænding (sætpunkt) skal kunne indstilles inden for fuldlast spændingsområdet i henhold til afsnit 5, ved eksternt signal. For en kraftværksenhed tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding op til 100 kv tillades, at regulering af spændingen sker ud fra spændingen på generatorklemmerne. For en kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding over 100 kv, skal regulering af spændingen ske ud fra spændingen på generatorklemmerne, i leveringspunktet eller et sted herimellem (spændingsmåling med kompoundering). Magnetiseringssystemet skal konstrueres i overensstemmelse med den europæiske standard EN "Rotating electrical machines Part 16: Excitation systems for synchronous machines Chapter 1: Definitions", 1995 og IEC tekniske rapport IEC "Rotating electrical machines Part 16: Excitation systems for synchronous machines Section 3: Dynamic performance", 1996, dog i henhold til afsnittene 11.3 og Magnetiseringssystem under normal drift (small-signal performance) Magnetiseringssystemets tidsrespons ved en momentan 10 % ændring i spændingen skal være ikke-oscillerende, have en stigetid ("rise-time"), som defineret i EN , på maksimalt 0,3 sekund for et statisk magnetiseringssystem, maksimalt 0,5 sekund for et roterende magnetiseringssystem ("rotating exciter") ved en positiv spændingsændring og maksimalt 0,8 sekund for et roterende magnetiseringssystem ("rotating exiter") ved en negativ spændingsændring. Oversving ("overshoot"), som defineret i EN , ved en momentan 10 % ændring i spændingen skal maksimalt være 15 %. Magnetiseringssystemets åben-sløjfe frekvensrespons må ikke have en forstærkning over 20 db i frekvensområdet 0,2-1,5 Hz Magnetiseringssystem under netfejl (large-signal performance) Magnetiseringssystemets spændingsloft ("ceiling voltage"), som defineret i EN , skal være minimum 160 % af nominel magnetiseringsspænding. Magnetiseringssystemets spændingsresponstid ("voltage response time") er defineret i IEEE Std , og skal være maksimalt 0,1 sekund. Magnetiseringssystemets overmagnetiseringsbeskyttelse og anden beskyttelse skal konstrueres og indstilles, så generatorens evne til midlertidig overbelastning kan udnyttes uden at overskride generatorens termiske grænser. Dokument nr v5.1 32/85

33 Reaktiv effektproduktion og spændingsregulering 11.5 Tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger En kraftværksenhed med nominel maksimaleffekt over 25 MW skal være udstyret med tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger (dæmpetilsats, "power system stabiliser", PSS). Det skal være muligt at ind- og udkoble dæmpetilsatsen. Dæmpetilsatsen skal have indstillelige grænser for udgangssignalet. Dæmpetilsatsen skal endvidere opfylde specifikationer med hensyn til indstillingsmuligheder og faktiske indstillinger, som fastsættes af den systemansvarlige virksomhed i samarbejde med kraftværksoperatøren Automatisk spændingsregulering m.v. Magnetiseringssystemet for en kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding over 100 kv, skal drives med automatisk spændingsregulering, i henhold til afsnit 11.2, medmindre andet specificeres af den systemansvarlige virksomhed. Magnetiseringssystemet for en kraftværksenhed, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding op til 100 kv, skal ud over automatisk spændingsregulering have mulighed for at operere med automatisk regulering af tanφ, i henhold til efterfølgende krav. Driftsformen specificeres af den netvirksomhed, i hvis net kraftværksenheden er tilsluttet. Automatisk regulering af tanφ skal kunne ske med en opløsning på 0,1 eller derunder. Tidsstyringen skal kunne indstilles med eksterne signaler og med en tidsopløsning på minimum 15 minutter over en uge (ugeur med 15 min opløsning). Uanset mulighederne for regulering skal tanφ automatisk kunne fuldt: - Nedreguleres til minimum i henhold til afsnit 11.1, hvis spændingen overstiger en værdi, som skal kunne indstilles. - Opreguleres til maksimum i henhold til afsnit 11.1, hvis spændingen er under en værdi, som skal kunne indstilles. Valg af driftsform mellem automatisk spændingsregulering og automatisk tanφ samt tidsstyring skal kunne fjernstyres via eksterne signaler inden for de angivne grænser. Dokument nr v5.1 33/85

34 Beskyttelse 12. Beskyttelse 12.1 Generelt Det er kraftværksoperatørens ansvar, at en kraftværksenhed dimensioneres og udstyres med en beskyttelse, så: - kraftværksenheden sikres mod skader fra fejl og hændelser i nettet. - det kollektive elforsyningsnet sikres i videst mulig omfang mod uønskede påvirkninger fra kraftværksenheden. - kraftværksenheden sikres mod udkoblinger i ukritiske situationer. Den systemansvarlige virksomhed og den netvirksomhed, i hvis net en kraftværksenhed er tilsluttet, kan forlange, at indstillingen af kraftværksenhedens relæbeskyttelse, som har betydning for driften af det kollektive elforsyningsnet, ændres efter idriftsættelse. Ændringen må dog ikke føre til, at kraftværksenheden kan udsættes for påvirkninger fra det kollektive elforsyningsnet, der ligger uden for de designkriterier, der er angivet i denne forskrift. Det påhviler den netvirksomhed, i hvis net en kraftværksenhed er tilsluttet, at oplyse den største og mindste kortslutningsstrøm, der kan forventes i tilslutningspunkterne samt andre oplysninger for det kollektive elforsyningsnet, som er nødvendige for at fastlægge kraftværksenhedens beskyttelse Beskyttelse mod eksterne fejl For en kraftværksenhed, der er tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding på kv, skal omfang og indstilling af relæbeskyttelse etableres i henhold til DEFU teknisk rapport 293, 2. udgave, "Relæbeskyttelse ved decentrale produktionsanlæg med synkrongeneratorer", juni 1995, dog i henhold til: - Indstilling for synkronunderspændingsrelæ beregnes af den netvirksomhed, i hvis net kraftværksenheden er tilsluttet, ved hjælp af principperne i DEFU teknisk rapport 293, 2. udgave, ud fra generatordata leveret af kraftværksoperatøren. - Relæbeskyttelse rettet mod interne fejl i kraftværksenheden, ud over det i DEFU teknisk rapport 293, 2. udgave, nævnte, må etableres, hvis disse ikke udkobler kraftværksenheden ved fejl eller hændelser i nettet og ikke forhindrer kraftværksenheden i at leve op til de øvrige bestemmelser i denne forskrift. - Relæbeskyttelse, ud over det i DEFU teknisk rapport 293, 2. udgave, nævnte, som kan udkoble kraftværksenheden ved fejl eller hændelser i nettet, må kun etableres, hvor specielle lokale forhold gør sig gældende og efter godkendelse fra den systemansvarlige virksomhed og den netvirksomhed, i hvis net kraftværksenheden er tilsluttet. Denne relæbeskyttelse må ikke forhindre kraftværksenheden i at leve op til de øvrige bestemmelser i denne forskrift. - Vektorspringsrelæet og fasespringsrelæet, nævnt i DEFU teknisk rapport 293, 2. udgave, må ikke længere anvendes, da det giver flere fejludkoblinger af kraftværksenheden. - For synkrongenerator er vist påbudt relæbeskyttelse i bilag 2 og supplerende relæbeskyttelse i bilag 3. Dokument nr v5.1 34/85

35 Beskyttelse For en kraftværksenhed tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding større end 20 kv og mindre end 100 kv, herunder kraftværksenheder tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding på kv, anviser den netvirksomhed i hvis net, kraftværksenheden er tilsluttet, hvorvidt bestemmelserne i DEFU TR 293, 2. udgave kan anvendes, eller man skal overholde bestemmelserne for kraftværksheder tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding over 100 kv. For kraftværksenheder, tilsluttet et leveringspunkt med nominel spænding over 100 kv, er kraftværksoperatøren ansvarlig for, at der bliver gennemført stabilitets- og selektivitetsundersøgelser i samarbejde med den systemansvarlige virksomhed og den netvirksomhed i hvis net, kraftværksenheden er tilsluttet, med henblik på fastlæggelse af kraftværksenhedens beskyttelse. Det skal med undersøgelsen sikres, at kraftværksenheden lever op til afsnit 12.1, og at beskyttelsen ikke forhindrer kraftværksenheden i at leve op til de øvrige bestemmelser i denne forskrift. De fastlagte relæindstillinger, som har betydning for driften af det sammenhængende elforsyningssystem, skal godkendes af den systemansvarlige virksomhed og den netvirksomhed i hvis net, kraftværksenheden er tilsluttet Beskyttelse mod interne fejl Relæbeskyttelsen skal ved indre kortslutninger i generatoranlægget være selektiv med netbeskyttelsen; det vil sige, kortslutninger i generatoren skal være udkoblet inden for 100 ms. Ud over de relæbeskyttelser, der er nævnt i bilag 2 og bilag 3, kan der etableres relæbeskyttelse specielt rettet mod fejl i produktionsanlægget; herunder kortslutninger, overhastighed, magnetiseringsovervågning, retureffekt etc. Sådanne relæer må ikke udkoble enheden ved kortslutninger eller omlægninger i nettet. Relæbeskyttelse, der ikke er nævnt i bilag 2 eller bilag 3 og som kan udkoble ved kortslutninger eller omlægninger i nettet, må kun anvendes, hvor en lokal, speciel netopbygning gør det nødvendigt. En sådan relæbeskyttelse må kun etableres med tilladelse fra netvirksomheden, og relæindstillingerne skal godkendes af netvirksomheden. Dokument nr v5.1 35/85

36 Måling, kommunikation og dataudveksling 13. Måling, kommunikation og dataudveksling Af hensyn til driften af det kollektive elforsyningsnet skal der etableres telekommunikation mellem den driftsansvarlige operatør af en kraftværksenhed og den systemansvarlige virksomhed i overensstemmelse med gældende forskrifter. Korrekt måling, kommunikation og dataudveksling skal kunne opretholdes under alle forhold, herunder situationer med driftsstop og havari af kraftværksenheden og situationer med spændingsløst net Måling En kraftværksenhed skal være tilsluttet måleudstyr i overensstemmelse med forskrifter fra Energinet.dk's måleforskrifter. Der er to måleforskrifter, som skal overholdes: - Måleforskrift til afregningsformål, som dækker krav til måling af elektrisk energi på baggrund af kvartersmålinger og - Måleforskrift til systemdriftsformål, som dækker krav til måling af elektrisk effekt på baggrund af online målinger Kommunikation En kraftværksenhed skal eksternt kunne ind- og udkobles, og som minimum kunne udveksle status og driftstilstande. Derudover skal specifikke krav vedrørende eksterne signaler fra andre afsnit i denne forskrift også kunne udveksles med kraftværksenheden Dataudveksling Den endelige dataudveksling skal ske i henhold til IEC og fastlægges i samarbejde med netvirksomheden. Hvis implementeringen af protokollen ikke er mulig at gennemføre på idriftsættelsestidspunktet, skal protokollen indlægges senere. I den mellemliggende periode fastlægges protokol i samarbejde med netvirksomheden. Dokument nr v5.1 36/85

37 Kraftværksenhedens opbygning 14. Kraftværksenhedens opbygning 14.1 Opbygning En kraftværksenhed skal konstrueres, så den elektrisk, mekanisk og i alle øvrige forhold kan operere som en selvstændig enhed uafhængigt af andre kraftværksenheder Jording For kraftværksenheder, hvor generatoren er tilsluttet uden nettransformer, må jording af en generators stjernepunkt kun ske efter specifikationer fra den netvirksomhed, hvor kraftværksenheden er tilsluttet. For kraftværksenheder, hvor generatoren er tilsluttet via en nettransformer, må jording af nettransformerens stjernepunkt kun ske efter specifikationer fra den netvirksomhed, hvor kraftværksenheden er tilsluttet Elektrisk udrustning Stationsudrustning etc., som opstilles af kraftværksoperatøren i et tilslutningspunkt, og som er omfattet af en netvirksomheds relæbeskyttelse, skal overholde specifikationer, som angives af netvirksomheden Frakobling ved arbejde på generatoranlæg For en kraftværksenhed tilsluttet lavspændingsnettet gælder bestemmelserne i stærkstrømsbekendtgørelsens afsnit 6, 551 og afsnit 6, 636. For en kraftværksenhed tilsluttet højspændingsnettet gælder bestemmelserne i stærkstrømsbekendtgørelsens afsnit Dokument nr v5.1 37/85

38 Drift og vedligeholdelse 15. Drift og vedligeholdelse Ved drift af en kraftværksenhed skal kraftværksoperatøren overholde bestemmelser, dels i relevante forskrifter vedrørende drift fra den systemansvarlige virksomhed og dels i aftaler mellem kraftværksoperatøren og den systemansvarlige virksomhed. På områder, hvor der ikke findes driftsmæssige bestemmelser, skal en kraftværksenhed drives, så de egenskaber, som er angivet i denne forskrift, herunder egenskaber vedrørende starttid og reguleringshastighed, overholdes under drift. Der skal udføres løbende vedligeholdelse af en kraftværksenhed, så kraftværksenheden til stadighed lever op til denne forskrift, og så kraftværksenheden ikke udgør en risiko for anlæg i det sammenhængende elforsyningssystem. Dokument nr v5.1 38/85

39 Verifikation og dokumentation 16. Verifikation og dokumentation 16.1 Generelt Al dokumentation skal leveres til netvirksomheden i elektronisk form. Netvirksomheden gennemgår og giver en foreløbig godkendelse af dokumentationen beskrevet i afsnit 16.2 før idriftsættelse og tilsvarende for idriftsættelsesrapporten, der er beskrevet i afsnit 16.3 efter idriftsættelse. Netvirksomheden fremsender den samlede dokumentation i elektronisk form til Energinet.dk for endelig godkendelse Før idriftsættelse Følgende dokumentation skal udarbejdes før idriftsættelse af en kraftværksenhed: - Kraftværksenhedens navn og adresse - Kraftværksejerens navn - Idriftsættelsestidspunkt - GSRN nummer - Leveringspunktets navn og placering - Nominel spænding for leveringspunktet - Netvirksomhedens navn - Beskrivelse af kraftværksenhedens type, brændsel og opbygning - Enstregsskema af kraftværksenhed med tilslutningspunktet(er) med angivelse af leveringspunktet, målepunkter, herunder afregningsmåling, ejergrænse og driftsledergrænse/ansvarsgrænse - Beskrivelse af forsyningsprincip for manøvrespænding - Nominel maksimaleffekt - Højeste maksimaleffekt og de dertil svarende eksterne driftsbetingelser - Laveste maksimaleffekt og de dertil svarende eksterne driftsbetingelser - Maksimal nettoeffekt ved andre driftstilstande end normal driftstilstand - Overbelastningsevne - Maksimal varmeproduktion - Størrelse af varmeakkumulator - PQ-diagram for generatoren, samt i leveringspunktet - Starttid til indkobling og starttid til fuld produktion - Mulighed for start med spændingsløst net - Mulighed for ø-drift - Kraftværksenhedens tolerance over for netfejl - Maksimal reguleringshastighed af nettoeffekt - Generator- og transformerdata - Data for magnetiseringssystemet - Data for drivsystem - Data for effekt-/frekvensregulator - Oversigt over relæbeskyttelse og indstillinger Den angivne dokumentation skal leveres i en selvstændig rapport med et format, som fremgår af bilag 1 til denne forskrift. Dokument nr v5.1 39/85

40 Verifikation og dokumentation 16.3 Ved idriftsættelse Ved idriftsættelse af en kraftværksenhed skal kraftværksejeren foretage en idriftsættelsesprøve, hvor det verificeres, at kraftværksenheden overholder bestemmelserne i denne forskrift. Idriftsættelsesprøven kan ikke påbegynde, før netvirksomheden har givet en foreløbig godkendelse af den leverede dokumentation under afsnit Idriftsættelsesprøven skal indeholde eftervisning af følgende egenskaber i tilslutningspunktet: - Stabil og kontinuert drift, jf Nominel maksimaleffekt, jf Overbelastningsevne, jf Minimumeffekt, jf Overgang til, drift ved og returnering fra blok-ø-drift, jf Starttid, jf Effekt-/frekvensregulering, jf Effektregulering ved store frekvensafvigelser, jf Effektregulering ved små frekvensafvigelser, jf Lastregulering og sekundærregulering, jf Reaktiv effektproduktion, jf Spændingsregulering (step-respons), jf Tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger (udstyrets idriftsættelsesrapport), jf Indstillinger af relæbeskyttelse og verifikation af funktionen (sekundær afprøvning med udkoblingstid og udløseværdi), jf Måling af terminalspænding ved henholdsvis maksimal produktion og i tomgang - Eksterne signaler for kommunikation og dataudveksling, jf Idriftsættelsesprøven skal dokumenteres i en selvstændig rapport med vedlagte måledata og resultater til eftervisning af kraftværksenhedens egenskaber i overensstemmelse med forskrifter fra Energinet.dk. Hvor kraftværksenheden leveres som en nøglefærdig enhed, hvor test af kraftværksenheden og tilhørende relæbeskyttelse vil kunne gennemføres i forbindelse med en test gennemført af fabrikanten, kan indstillinger og verifikation af relæbeskyttelse gennemføres og dokumenteres af fabrikanten, i henhold til afsnit 16.3 som et led i en afsluttende fabrikationstest. Ved idriftsættelse af fabrikstestet, nøglefærdig enhed skal relæbeskyttelse som minimum visuelt inspiceres og dokumenteres for korrekt indstilling. Idriftsættelsesrapporten sendes til foreløbig godkendelse hos netvirksomheden, der giver tilladelse til midlertidig drift. Netvirksomheden giver den endelige driftstilladelse efter endelig godkendelse af den samlede dokumentation hos Energinet.dk. Hvis netvirksomheden ikke kan godkende den samlede dokumentation, kan anlægsejeren blive pålagt at stoppe kraftværksenheden. Dokument nr v5.1 40/85

41 Verifikation og dokumentation 16.4 Under drift Kraftværksoperatøren skal løbende overvåge, om bestemmelserne i denne forskrift og de oplyste egenskaber overholdes af kraftværksenheden, herunder nominel maksimaleffekt og overbelastningsevne. Hvis der sker blivende ændringer i kraftværksenhedens egenskaber, som berører overholdelse af bestemmelserne i denne forskrift, skal det øjeblikkeligt meddeles til netvirksomheden vedlagt fornyet dokumentation i overensstemmelse med bilag 1. Hvis der sker midlertidige ændringer i egenskaberne for kraftværksenheden med nominel maksimaleffekt over 25 MW f.eks. på grund af delhavari, som berører overholdelse af bestemmelserne i denne forskrift samt ved midlertidige ændring af oplysningerne i afsnit 16.2, herunder nominel maksimaleffekt og overbelastningsevne, skal dette øjeblikkeligt meddeles til Energinet.dk Ved revisioner Med maksimalt 30 måneders mellemrum og efter revision af en kraftværksenhed skal der ske en prøve med eftervisning af følgende egenskaber: - Maksimaleffekt, jf Minimumeffekt, jf Overgang til, drift ved og returnering fra blok-ø-drift, jf Effekt-/frekvensregulering, jf. 9.1 Prøven skal gennemføres i overensstemmelse med forskriften vedrørende systemdrift om driftsplanlægning fra Energinet.dk Ved ændringer af anlægget Ved gennemførelse af ændringer i en eksisterende kraftværksenhed skal de dele af en idriftsættelsesprøve, som kan være påvirket af ændringen, gennemføres og dokumenteres på ny i henhold til afsnit Der skal før idriftsættelsesprøven udarbejdes og leveres fornyet dokumentation vedrørende ændringerne for kraftværksenheden i henhold til afsnit Idriftsættelsesprøven kan ikke påbegynde, før netvirksomheden har givet en foreløbig godkendelse af den leverede dokumentation vedrørende ændringerne i henhold til afsnit Idriftsættelsesrapporten sendes til foreløbig godkendelse hos netvirksomhed, der derefter giver tilladelse til midlertidig drift. Netvirksomheden giver den endelige driftstilladelse efter endelig godkendelse af den samlede dokumentation hos Energinet.dk. Hvis netvirksomheden ikke kan godkende den samlede dokumentation, kan anlægsejeren blive pålagt at stoppe kraftværksenheden. Dokument nr v5.1 41/85

42 Verifikation og dokumentation 16.7 Rekvirering af måledata og dokumentation Netvirksomheden og den systemansvarlige virksomhed skal til enhver tid kunne rekvirere relevante oplysninger om en kraftværksenhed ud over det specificerede i afsnit 16.2 og 16.3 af hensyn til systemdriften. Den systemansvarlige virksomhed skal i op til tre måneder tilbage i tid kunne rekvirere de for kraftværksenheden indsamlede måledata og fejlregistreringer, også selv om disse indgår i onlinemålinger, der allerede stilles til rådighed for den systemansvarlige virksomhed. Netvirksomheden og den systemansvarlige virksomhed kan til enhver tid kræve verifikation og dokumentation for, at en kraftværksenhed opfylder bestemmelserne i denne forskrift. Det skal ske efter målinger og/eller beregninger, som er specificeret af netvirksomheden eller den systemansvarlige virksomhed. Dokument nr v5.1 42/85

43 Misligholdelse 17. Misligholdelse Det påhviler kraftværksoperatøren at sikre, at bestemmelserne i denne forskrift overholdes, medmindre andet udtrykkeligt er angivet. Omkostninger i forbindelse med at overholde bestemmelserne i denne forskrift påhviler kraftværksoperatøren, medmindre andet udtrykkeligt er angivet. Hvis en kraftværksenhed ikke opfylder bestemmelserne i denne forskrift, er netvirksomheden berettiget til at foranstalte afbrydelse af den elektriske forbindelse til kraftværksenheden. Dokument nr v5.1 43/85

44 Dispensation og uforudsete forhold 18. Dispensation og uforudsete forhold Den systemansvarlige virksomhed kan give dispensation for specifikke bestemmelser i denne forskrift. For at der kan ydes dispensation: - Skal der være tale om særlige forhold fx af lokal karakter. - Må afvigelsen ikke give anledning til en nævneværdig forringelse af den tekniske kvalitet og balance af det kollektive elforsyningsnet. - Må afvigelsen ikke være uhensigtsmæssig ud fra en samfundsøkonomisk betragtning. Dispensation skal ske efter skriftlig ansøgning til netvirksomheden med angivelse af, hvilke bestemmelse dispensationen vedrører samt begrundelse for dispensationen. Netvirksomheden har ret til at kommentere ansøgningen, inden den sendes til Energinet.dk. Hvis der opstår forhold, som ikke er forudset i denne tekniske forskrift, skal den systemansvarlige virksomhed konsultere de berørte parter med henblik på at opnå en aftale om, hvad der skal gøres. Hvis der ikke kan opnås en aftale, skal den systemansvarlige virksomhed beslutte, hvad der skal gøres. Beslutningen skal træffes ud fra, hvad der er rimeligt, og når det er muligt med højde for synspunkterne fra de berørte parter. Den systemansvarlige virksomheds afgørelse kan indklages til Energitilsynet. Dokument nr v5.1 44/85

45 Bilag 1: Dokumentation Bilag 1: Dokumentation Bilaget omfatter den nødvendige dokumentation for en kraftværksenhed, som skal leveres til netvirksomheden. Indholdsfortegnelse B Identifikation...47 B Leveringspunkt...47 B Andre tilslutningspunkter...47 B Beskrivelse af kraftværksenheden...48 B Maksimaleffekt og normal driftstilstand...48 B Minimumeffekt...49 B Overbelastningsevne...49 B Maksimaleffekt ved andre driftstilstande...50 B Varmeproduktion...50 B Start...50 B Ø-drift...51 B Tolerance over for spændingsafgivelser...51 B Tolerance over for netfejl...52 B Reguleringshastighed...52 B Generator...53 B Nettransformer (Step-up transformer)...55 B Magnetiseringssystem...56 B Effekt-/frekvensregulator...56 B Drivsystem...57 B Relæbeskyttelse...58 B Kraftværksenhedens procesdiagram...63 B1.2.2 Enstregsskema med angivelse af afregningsmåling og driftsledergrænse...63 B1.2.3 PQ-diagram for generator...63 B1.2.4 Generatorens tomgangs-/og kortslutningskarakteristik...63 B1.2.5 Generatorens datablad...63 B1.2.6 Blokdiagrammer og parameterværdier for spændingsregulator, tanφregulator, tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger og strømbegrænsere for magnetisering...63 B1.2.7 Blokdiagrammer og parameterværdier for effekt-/frekvensregulatoren...65 B1.2.8 Blokdiagrammer og parameterværdier for drivsystem...65 Dokument nr v5.1 45/85

46 Bilag 1: Dokumentation B1.1 Bilag Bilaget er udformet som en blanket, der dækker hovedparten af den forventede dokumentation for en kraftværksenhed. Blanketten skal udfyldes elektronisk, og tilhørende bilag fra diverse leverandører skal vedlægges som selvstændige dokumenter. Blanketten skal kun udfyldes i de tabeller, der er relevante for den enkelte kraftværksenhed. Hvis der fx ikke er nogen nettransformer/step-up transformer, så skal den tabel ikke udfyldes og kan slettes af bilaget. På tilsvarende vis udfyldes kun de relevante tabeller for relæbeskyttelsen og resten kan slettes. Al dokumentation skal opgives som idriftsættelsesdata, som er gældende for kraftværksenheden på idriftsættelsestidspunktet. Hvis der sker ændring af oplysninger efter idriftsættelsestidspunktet, skal der sendes fornyet dokumentation. Revisionsoversigten i bilaget skal opdateres hver gang, der fremsendes nye oplysninger for kraftværksenheden. Det skal fremgå tydeligt af teksten, hvilken status bilaget befinder sig i (foreløbig med version, idriftsættelse med version, endelig med version). Skulle der være behov for flere versioner med samme tekst, så styres det på versionsnummeret. Revisionsoversigt Bilag 1 Tekst Version Dato Dokument nr v5.1 46/85

47 Bilag 1: Dokumentation B Identifikation Nr. Beskrivelse Værdi A.1 Kraftværksenhedens navn A.2 Kraftværksenhedens adresse A.3 Kraftværksejerens navn A.4 A.5 Idriftsættelsestidspunkt (yyyy-mm-dd) GSRN nummer (Alle numre skal oplyses for anlæg/værk) A.99 Bemærkninger B Leveringspunkt Nr. Beskrivelse Værdi B.1 Leveringspunktets navn B.2 Leveringspunktets placering B.3 Nominel spænding for leveringspunkt i kv B.4 Netvirksomhedens navn B.5 B.6 Navn på overliggende kvstation* Navn på overliggende kvstation* B.99 Bemærkninger * Kan oplyses af netvirksomheden, i hvis net kraftværksenheden er tilsluttet. B Andre tilslutningspunkter Nr. Beskrivelse Værdi C.1 C.2 Er der andre tilslutningspunkter end leveringspunktet Beskrivelse af andre tilslutningspunkter herunder spænding C.99 Bemærkninger Ja Nej Dokument nr v5.1 47/85

48 Bilag 1: Dokumentation B Beskrivelse af kraftværksenheden Nr. Beskrivelse Værdi D.1 Type Dampturbine Gasturbine D.2 Angivelse af brændsel Kombianlæg Gasmotor Dieselmotor Andet D.3 D.4 Beskrivelse af kraftværksenhedens proces og opbygning Beskrivelse af forsyningsprincip og manøvrespænding D.99 Bemærkninger* * Angiv anlægstype, hvis der i D.1 er valgt Andet. Følgende bilag vedlægges: - B1.2.1 Kraftværksenhedens procesdiagram - B1.2.2 Enstregsskema med angivelse af afregningsmåling og driftsledergrænse. B Maksimaleffekt og normal driftstilstand Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi E.1 Nominel maksimaleffekt P n MW E.2 Er der samtidig varmeproduktion i normal driftstilstand? - - Ja Nej E.3 Højeste maksimaleffekt P n,max MW E.4 Laveste maksimaleffekt P n,min MW E.5.1 E.5.2 E.5.3 E.6.1 E.6.2 E.6.3 Udelufttemperatur ved nominel maksimaleffekt* Udelufttemperatur ved højeste maksimaleffekt* Udelufttemperatur ved laveste maksimaleffekt* Lufttryk ved nominel maksimaleffekt* Lufttryk ved højeste maksimaleffekt* Lufttryk ved laveste maksimaleffekt* T out,n ºC T out,maks. ºC T out,min. ºC p n p maks. p min. hpa hpa hpa Dokument nr v5.1 48/85

49 Bilag 1: Dokumentation E.7.1 Relativ luftfugtighed ved nominel maksimaleffekt* E.7.2 Relativ luftfugtighed ved højeste maksimaleffekt* E.7.3 Relativ luftfugtighed ved laveste maksimaleffekt* E.8.1 Kølevandstemperatur ved indløb ved nominel maksimaleffekt* E.8.2 Kølevandstemperatur ved indløb ved højeste maksimaleffekt* E.8.3 Kølevandstemperatur ved indløb ved laveste maksimaleffekt* * Se bestemmelser i afsnit 4 RH n % RH maks. % RH min. % T cw,n ºC T cw,maks. ºC T cw,min. ºC Nr. Beskrivelse Værdi E.7 Beskrivelse af normal driftstilstand E.8 E.9 E.10 Eventuelt andre eksterne driftsbetingelser ved nominel maksimaleffekt Eventuelt andre eksterne driftsbetingelser ved højeste maksimaleffekt Eventuelt andre eksterne driftsbetingelser ved laveste maksimaleffekt E.99 Bemærkninger B Minimumeffekt Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi F.1 Nominel minimumeffekt P min MW F.99 Bemærkninger B Overbelastningsevne Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi G.1 Er der mulighed for overbelastning G.2 Overbelastningsevne (udover nominel maksimaleffekt) C.99 Bemærkninger P overload MW Ja Nej Dokument nr v5.1 49/85

50 Bilag 1: Dokumentation B Maksimaleffekt ved andre driftstilstande Der skal her angives beskrivelser af eventuelle andre driftstilstande end normal driftstilstand, som kan forekomme under kontinuert drift. Nr. Beskrivelse Værdi H.1 Beskrivelse af driftstilstand 1 H.2 Maksimal nettoeffekt i driftstilstand 1 i MW H.3 Beskrivelse af driftstilstand 2 H.4 Maksimal nettoeffekt i driftstilstand 2 i MW H.5 Beskrivelse af driftstilstand 3 H.6 Maksimal nettoeffekt i driftstilstand 3 i MW H.99 Bemærkninger B Varmeproduktion Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi I.1 Maksimal varmeproduktion W heat MJ/s I.2 Størrelse af varmeakkumuleringstank I.99 Bemærkninger E acc MJ B Start Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi K.1 K.2 K.3 K.4 K.5 K.6 K.7 Starttid til indkobling fra beordring umiddelbart efter udkobling Starttid til fuld produktion fra beordring umiddelbart efter udkobling Starttid til indkobling fra beordring ved 8 timer efter sidste udkobling Starttid til fuld produktion fra beordring ved 8 timer efter sidste udkobling Starttid til indkobling fra beordring ved koldstart Starttid til fuld produktion fra beordring ved koldstart Er der mulighed for start fra spændingsløst net (black-start) K.99 Bemærkninger T in0 T full0 T in8 T full8 T in,cold T full,cold min min min min min min - - Ja Nej Dokument nr v5.1 50/85

51 Bilag 1: Dokumentation B Ø-drift Nr. Beskrivelse Værdi L.1 L.2 Kan anlægget omkoble til og drives i blok-ø-drift Kan anlægget omkoble til og drives i område-ø-drift L.99 Bemærkninger Ja Nej Ja Nej B Tolerance over for spændingsafgivelser Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi M.1 M.2 Nedre grænse for fuldlast spændingsområde Øvre grænse for fuldlast spændingsområde M.3 Maksimal driftsspænding U H kv U LF U HF kv kv M.4 Minimal driftsspænding U L kv M.5 Er tiden ved minimal driftsspænding begrænset? - - M.6 Hvis ja, hvor lang tid tillades? T L Min M.7 M.8 Reduktion af nominel maksimaleffekt ved minimal driftsspænding Er tiden ved maksimal driftsspænding begrænset? P L,reduc MW - - M.9 Hvis ja, hvor lang tid tillades? T H Min M.10 Reduktion af nominel maksimaleffekt ved maksimal driftsspænding P H,reduc M.11 Ekstra høj spænding U EH kv M.12 Ekstra lav spænding U EL kv M.13 Er tiden ved ekstra lav spænding begrænset? MW - - M.14 Hvis ja, hvor lang tid tillades? T EL Min M.15 M.16 Reduktion af nominel maksimaleffekt ved ekstra lav spænding Er tiden ved ekstra høj spænding begrænset? P EL,reduc MW - - M.17 Hvis ja, hvor lang tid tillades? T EH Min M.18 Reduktion af nominel maksimaleffekt ved ekstra høj spænding M.99 Bemærkninger P EH,reduc MW Ja Nej Ja Nej Ja Nej Ja Nej Dokument nr v5.1 51/85

52 Bilag 1: Dokumentation B Tolerance over for netfejl Nr. Beskrivelse Værdi N.1 N.2 N.3 Kan kraftværksenheden forblive indkoblet ved spændingsforstyrrelser Dokumentation for, at generatoren kan modstå spændingsforstyrrelserne uden udkobling (dynamisk stabilitetsanalyse eller erklæring fra leverandør) Dokumentation for, at egenforsyningsanlægget kan modstå spændingsforstyrrelserne (beregninger eller designfilosofi) N.99 Bemærkninger Ja Nej B Reguleringshastighed I dette afsnit angives kraftværksenhedens reguleringshastighed opdelt i forskellige effektområder i henhold til afsnit 9. Opdel i det antal effektområder, som er nødvendigt. Effektområde 1: Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi O.1.1 Nedre grænse for effektområde 1 P L1 % af P n O.1.2 Øvre grænse for effektområde 1 P U1 % af P n O.1.3 Effektområde 2: Maksimal reguleringshastighed for nettoeffekt i effektområde 1 (ΔP/Δt) 1 %/min Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi O.2.1 Nedre grænse for effektområde 2 P L2 % af P n O.2.2 Øvre grænse for effektområde 2 P U2 % af P n O.2.3 Effektområde 3: Maksimal reguleringshastighed for nettoeffekt i effektområde 2 (ΔP/Δt) 2 %/min Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi O.3.1 Nedre grænse for effektområde 3 P L3 % af P n O.3.2 Øvre grænse for effektområde 3 P U3 % af P n O.3.3 Maksimal reguleringshastighed for nettoeffekt i effektområde 3 (ΔP/Δt) 3 %/min Dokument nr v5.1 52/85

53 Bilag 1: Dokumentation Effektområde 4: Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi O.4.1 Nedre grænse for effektområde 4 P L4 % af P n O.4.2 Øvre grænse for effektområde 4 P U4 % af P n O.4.3 Effektområde 5: Maksimal reguleringshastighed for nettoeffekt i effektområde 4 (ΔP/Δt) 4 %/min Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi O.5.1 Nedre grænse for effektområde 5 P L5 % af P n O.5.2 Øvre grænse for effektområde 5 P U5 % af P n O.5.3 Generelt: Maksimal reguleringshastighed for nettoeffekt i effektområde 5 (ΔP/Δt) 5 %/min Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi O.6 Maksimal reguleringshastighed for overbelastning (ΔP/Δt) overload % O.99 Bemærkninger - B Generator Nr. Beskrivelse Værdi Q.1 Fabrikat Q.2 Type Q.3 Kraftværksejer Q.99 Bemærkninger Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi Q.4 Nominel tilsyneladende effekt (1 p.u.) S n MVA Q.5 Nominel spænding (1 p.u.) U n kv Q.6 Nominel frekvens f n Hz Q.7 Nominel effektfaktor (cosφ) cosφ n - Q.8 Q.9 Nominel minimum reaktiv effektproduktion fra PQ-diagram Nominel maksimal reaktiv effektproduktion fra PQ-diagram Q min,n Q max,n Mvar Mvar Q.10 Synkron hastighed n n Rpm Q.11 Total inertimoment for roterende masse (generator, drivsystem etc.) J tot kg m 2 Q.11.1 Inertimoment for generator J G kg m 2 Q.11.2 Inertimoment for drivsystem J D kg m 2 Dokument nr v5.1 53/85

54 Bilag 1: Dokumentation Q.12 Rotorens type - - Q.13 Stator resistans pr. fase R a p.u. Udprægede poler Rund rotor Q.13.1 Temperatur for resistans T R ºC Q.14 Stator spredningsreaktans pr. fase X ad p.u. Q.15 Synkron reaktans, d-akse X d p.u. Q.16 Transient reaktans, d-akse X d p.u. Q.17 Subtransient reaktans, d-akse X d p.u. Q.18 Mættet synkron reaktans, d-akse X d,sat p.u. Q.19 Mættet subtransient reaktans, d- akse X d,sat p.u. Q.20 Synkron reaktans, q-akse X q p.u. Q.21 Transient reaktans, q-akse X q p.u. Q.22 Subtransient reaktans, q-akse X q p.u. Q.23 Q.24 Q.25 Q.26 Transient åben-kreds tidskonstant, d-akse Subtransient åben-kreds tidskonstant, d-akse Transient åben-kreds tidskonstant, q-akse Subtransient åben-kreds tidskonstant, q-akse T d0 s T d0 s T q0 s T q0 Q.27 Potier reaktans X p p.u. Q.28 Q.29 Mætningspunkt ved 1,0 p.u. spænding, i henhold til nedenstående figur Mætningspunkt ved 1,2 p.u. spænding, i henhold til nedenstående figur SG 1.0 SG 1.2 s p.u. p.u. Q.30 Reaktans, invers-komposant X 2 p.u. Q.31 Resistans, invers-komposant R 2 p.u. Q.32 Reaktans, nul-komposant X 0 p.u. Q.33 Resistans, nul-komposant R 0 p.u. Q.34.1 Er generatorens stjernepunkt jordet? - - Q.34.2 Hvis ja, jordingsreaktans X e Ohm Ja Nej Q.34.3 Hvis ja, jordingsresistans R e Ohm Q.35 Generatorens kortslutningsforhold (Nominel) K c p.u. P.u.-værdier skal angives på basis af nominel tilsyneladende effekt og nominel spænding. Ved mere end én generator udfyldes flere tabeller. Dokument nr v5.1 54/85

55 Bilag 1: Dokumentation U (p.u.) I (p.u.) U 1,2 U 1,0 SG 1,0 I f1,0 /If 0 U1,0 = 1, 0 I 1,0 SG 1,2 I f1,2 /If 0 U1,2 = 1, 2 K C I = I f 1,0 fk I f0 I f1,0 I f1,2 I fk I f (p.u.) Figur 6 Definition af generatorens mætningspunkter SG1,0 og SG1,2 samt kortslutningsforhold Kc ud fra tomgangs-/ og kortslutningskarakteristikken. Følgende bilag vedlægges: - B1.2.3 Generatorens PQ-diagram - B1.2.4 Generatorens tomgangs-/og kortslutningskarakteristik - B1.2.5 Generatorens datablad B Nettransformer (Step-up transformer) Nr. Beskrivelse Værdi R.1 Fabrikat R.2 Type R.3 Kraftværksejer R.99 Bemærkninger Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi R.4 Nominel tilsyneladende effekt (1 p.u.) S n MVA R.5 Nominel primær spænding (1 p.u.) U p kv R.6 Nominel sekundær spænding U s kv R.7 Koblingsbetegnelse, f.eks. Dyn R.8 Trinkoblerens placering - - R.9 R.10 Trinkobler, yderligere spænding pr. trin Trinkobler, fasevinkel af yderligere spænding pr. trin: du tp phi tp %/trin grad/trin R.11 Trinkobler, laveste position n tpmin - Primærside Sekundærside R.12 Trinkobler, højeste position n tpmax - Dokument nr v5.1 55/85

56 Bilag 1: Dokumentation R.13 Trinkobler, neutral position n tp0 - R.14 Kortslutningsspænding, synkron u k % R.15 Kobbertab P cu kw R.16 Kortslutningsspænding, nulsystem u k0 % R.17 Resistiv kortslutningsspænding, nulsystem u kr0 % R.18 Tomgangsmagnetiseringsstrøm I 0 % R.19 Tomgangstab P 0 % Ved mere end én transformer udfyldes flere tabeller. B Magnetiseringssystem Nr. Beskrivelse Værdi S.1 Fabrikat S.2 Type S.3 Kraftværksejer S.4 Er magnetiseringssystemet udstyret med tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger (PSS) S.99 Bemærkninger Ja Nej Følgende bilag vedlægges: - B1.2.6 Blokdiagrammer og parameterværdier for spændingsregulator, tanφregulator, tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger og strømbegrænsere for magnetisering B Effekt-/frekvensregulator For kraftværksenheder, der skal tilsluttes i Vestdanmark (opfylde UCTE-krav), udfyldes følgende skema dækkende punkterne U.1-U.7. Punkterne U.1-U.3 udfyldes for alle kraftværksenheder, hvorimod punkterne U.4- U.9 kun udfyldes for kraftværksenheder > 25 MW. Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi U.1 U.2 U.3 U.4 U.5 U.6 Dødbånd for kritisk effekt- /frekvensregulering Mindste indstillelige statik for kritisk effekt-/frekvensregulering Største indstillelige statik for kritisk effekt-/frekvensregulering Dødbånd for primærregulering ved frekvensstigning Dødbånd for primærregulering ved frekvensfald Reguleringsbånd for primærregulering ved frekvensstigning f band mhz δ min % δ max % f band f band f band mhz mhz mhz Dokument nr v5.1 56/85

57 Bilag 1: Dokumentation U.7 Reguleringsbånd for primærregulering ved frekvensfald U.99 Bemærkninger f band mhz For kraftværksenheder, der skal tilsluttes i Østdanmark (opfylde Nordel-krav), udfyldes følgende skema dækkende punkterne U.10-U.15. Punkterne U.10-U.14 udfyldes for alle kraftværksenheder, hvorimod punkterne U.15-U.18 kun udfyldes for kraftværksenheder >25 MW. Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi U.10 U.11 Dødbånd for frekvensstyret driftsforstyrrelsesreserve ved frekvensfald Reguleringsbånd for frekvensstyret driftsforstyrrelsesreserve ved frekvensfald f band f band mhz mhz U.12 Dødbånd ved frekvensstigning f band mhz U.13 U.14 U.15 Indstilling af statik ved frekvensstigning Dødbånd for frekvensstyret normaldriftsreserve ved frekvensstigning Dødbånd for frekvensstyret normaldriftsreserve ved frekvensstigning U.99 Bemærkninger δ min % f band f band mhz mhz Følgende bilag vedlægges: - B1.2.7 Blokdiagrammer og parameterværdier for effekt-/frekvensregulatoren B Drivsystem Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Værdi T.1 Nominel mekanisk akseleffekt for drivsystem P mech,n MW Nr. Beskrivelse Værdi T.99 Bemærkninger Følgende bilag vedlægges: - B1.2.8 Blokdiagrammer og parameterværdier for drivsystem så som: - Dampturbine og dyseventiler - Gasturbine - Dieselmotor - Gasmotor Dokument nr v5.1 57/85

58 Bilag 1: Dokumentation B Relæbeskyttelse Overspændingsrelæ (Påbudt): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.1.0 V.1.1 V.1.2 V.1.3 V.1.4 V.1.5 Fabrikat Type Forefindes overspændingsrelæ (U >> og U > ) Hvis ja, indstilling 1 af overspændingsrelæ (spænding) Hvis ja, indstilling 1 af overspændingsrelæ (funktionstid) Hvis ja, indstilling 2 af overspændingsrelæ (spænding) Hvis ja, indstilling 2 af overspændingsrelæ (funktionstid) - - Anbefalet værdi Ja Nej U > kv U TYP x 1,06 T > s U >> kv U TYP x 1,10 T >> ms < 50 Aktuel værdi V.1.9 Bemærkning Underspændingsrelæ (Påbudt): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.2.0 V.2.1 V.2.2 V.2.3 Fabrikat Type Forefindes underspændingsrelæ (U < ) Hvis ja, indstilling af overspændingsrelæ (spænding) Hvis ja, indstilling af overspændingsrelæ (funktionstid) - - Anbefalet værdi Ja Nej U < kv U TYP x 0,90 T < s 2-10 Aktuel værdi V.2.9 Bemærkning Synkronunderspændingsrelæ (Påbudt): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.3.0 V.3.1 V.3.2 V.3.3 Fabrikat Type Forefindes synkronunderspændingsrelæ (U 1< ) Hvis ja, indstilling af synkronunderspændingsrelæ (spænding): Hvis ja, indstilling af synkronunderspændingsrelæ (funktionstid): - - Anbefalet værdi Ja Nej U 1< kv Beregnes T 1< ms 50 Aktuel værdi V.3.9 Bemærkning Dokument nr v5.1 58/85

59 Bilag 1: Dokumentation Nulspændingsrelæ på 10 kv (Supplerende): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.4.0 Fabrikat Type V.4.1 Forefindes nulspændingsrelæ (U 0 ): - - V.4.2 V.4.3 V.4.9 Hvis ja, indstilling af overspændingsrelæ (spænding) Hvis ja, indstilling af overspændingsrelæ (funktionstid) Bemærkning Anbefalet værdi Ja Nej U 0 kv 20% T 0 s 60 Aktuel værdi Overfrekvensrelæ (Påbudt): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed Anbefalet værdi V.5.0 Fabrikat Type V.5.1 Forefindes overfrekvensrelæ (f > ) - - Ja Nej Hvis ja, indstilling af overfrekvensrelæ V.5.2 (frekvens) f > Hz 53,0 Aktuel værdi V.5.3 V.5.9 Hvis ja, indstilling af overfrekvensrelæ (funktionstid) Bemærkning T > ms 300 Underfrekvensrelæ (Påbudt trin 1 / Supplerende trin 2): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.6.0 Fabrikat Type V.6.1 Forefindes underfrekvensrelæ (f < ) - - V.6.2 V.6.3 V.6.4 V.6.5 V.6.9 Hvis ja, indstilling 1 af underfrekvensrelæ (frekvens) Hvis ja, indstilling 1 af underfrekvensrelæ (funktionstid) Hvis ja, indstilling 2 af underfrekvensrelæ (frekvens) Hvis ja, indstilling 2 af underfrekvensrelæ (funktionstid) Bemærkning Anbefalet værdi Ja Nej f <1 Hz 47,0 T <1 ms 300 f <2 Hz 47,5 T <2 s 10 Aktuel værdi Dokument nr v5.1 59/85

60 Bilag 1: Dokumentation Frekvensændringsrelæ (Supplerende): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.7.0 V.7.1 V.7.2 V.7.3 V.7.4 V.7.5 V.7.9 Fabrikat Type Forefindes frekvensændringsrelæ (df/dt) Hvis ja, indstilling 1 af frekvensændringsrelæ (frekvensændring) Hvis ja, indstilling 1 af frekvensændringsrelæ (funktionstid ved positive frekvensændringer) Hvis ja, indstilling 2 af frekvensændringsrelæ (frekvensændring): Hvis ja, indstilling 2 af frekvensændringsrelæ (funktionstid negative frekvensændringer) Bemærkning - - Anbefalet værdi Ja Nej (df/dt) 1 Hz/s +2,5 T 1 ms (df/dt) 2 Hz/s -2,5 T 2 ms Aktuel værdi Jordfejl ved isoleret net (Supplerende): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.8.0 V.8.1 V.8.2 V.8.3 V.8.9 Fabrikat Type Forefindes jordfejlsbeskyttelse (U 0> ): Hvis ja, indstilling af overspændingsrelæ (spænding) Hvis ja, indstilling af overspændingsrelæ (funktionstid) Bemærkning - - Anbefalet værdi Ja Nej U 0> kv 10-15% T 0> s 1-5 Aktuel værdi Overstrømsrelæ (Påbudt kortslutningstrin 1 / Supplerende resten): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.9.0 V.9.1 V.9.2 V.9.3 V.9.4 V.9.5 V.9.6 V.9.7 V.9.8 V.9.9 Fabrikat Type Forefindes overstrømsrelæ (I > og I >> ) Hvis ja, indstilling 1 af overstrømsrelæ (strøm) Hvis ja, indstilling 1 af overstrømsrelæ (funktionstid) Hvis ja, indstilling 2 af overstrømsrelæ (strøm) Hvis ja, indstilling 2 af overstrømsrelæ (funktionstid) Hvis ja, indstilling 3 af overstrømsrelæ (strøm) Hvis ja, indstilling 3 af overstrømsrelæ (funktionstid) Relækarakteristik (fx i henhold til IEC 60255) Bemærkninger - - Anbefalet værdi Ja Nej I > A 1,2 x I N T > ms 800 I >>1 A U N / 3 " X d + X T >>1 ms t >>(1) 50 I >>2 A 0,8 x I >>1 T >>2 ms t >>(2) 200 k,g Aktuel værdi Dokument nr v5.1 60/85

61 Bilag 1: Dokumentation Inversstrømrelæ (Supplerende): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.10.0 Fabrikat Type V.10.1 Forefindes inversstrømsrelæ (I 2> ): - - V.10.2 V.10.3 V.10.9 Hvis ja, indstilling af inversstrømsrelæ (strøm) Hvis ja, indstilling af inversstrømsrelæ (funktionstid) Bemærkning Anbefalet værdi Ja Nej I 2> A 5-20% T 2> s 3-10 Aktuel værdi Magnetiseringsstrømsrelæ (Supplerende): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.11.0 V.11.1 V.11.2 V.11.3 V.11.9 Fabrikat Type Forefindes magnetiseringsstrømsrelæ Hvis ja, indstilling af magnetiseringsstrømsrelæ (strøm) Hvis ja, indstilling af magnetiseringsstrømsrelæ (funktionstid) Bemærkning A - ms Anbefalet værdi Ja Nej Aktuel værdi Statordifferentialbeskyttelsesrelæ (Supplerende): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.12.0 V.12.1 V.12.2 V.12.3 V.12.9 Fabrikat Type Forefindes statordifferentialbeskyttelsesrelæ Hvis ja, indstilling af statordifferentialbeskyttelsesrelæ (strøm) Hvis ja, indstilling af statordifferentialbeskyttelsesrelæ (funktionstid) Bemærkning - - Anbefalet værdi Ja Nej - A 2-20% af I N - ms < 50 Aktuel værdi Dokument nr v5.1 61/85

62 Bilag 1: Dokumentation Overhastighedsrelæ (Supplerende): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.13.0 Fabrikat Type V.13.1 Forefindes overhastighedsrelæ - - V.13.2 V.13.9 Hvis ja, indstilling af overhastighedsrelæ (procent overhastighed): Bemærkning Anbefalet værdi Ja Nej n > % ca. 10 Aktuel værdi Inversspændingsrelæ (Supplerende): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.14.0 V.14.1 V.14.2 V.14.3 V.14.9 Fabrikat Type Forefindes inversspændingsrelæ (U 2> ): Hvis ja, indstilling af inversspændingsrelæ (spænding) Hvis ja, indstilling af inversspændingsrelæ (funktionstid) Bemærkning - - Anbefalet værdi Ja Nej U 2> V I 2 x X 2 T 2> s 3-10 Aktuel værdi Retureffektrelæ (Supplerende): Nr. Beskrivelse Symbol Enhed V.15.0 Fabrikat Type V.15.1 Forefindes retureffektrelæ: - - V.15.2 V.15.3 V.15.9 Hvis ja, indstilling af retureffektrelæ (effekt) Hvis ja, indstilling af retureffektrelæ (funktionstid) Bemærkning Anbefalet værdi Ja Nej P retur W 1-2% T retur s 3-30 Aktuel værdi Øvrige relæer (Supplerende): Nr. Beskrivelse Værdi V.16.0 V.16.1 V.16.9 Fabrikat Type Beskrivelse af øvrige relæer, inkl. indstillinger Bemærkninger Dokument nr v5.1 62/85

63 Bilag 1: Dokumentation B1.2 Supplerende bilag B Kraftværksenhedens procesdiagram I dette bilag angives figur med kraftværksenhedens procesdiagram samt eventuelle kommentarer. B1.2.2 Enstregsskema med angivelse af afregningsmåling og driftsledergrænse I dette bilag angives figur med enstregsskema af anlæg med tilslutningspunktet(er) med angivelse af leveringspunktet, målepunkter, herunder afregningsmåling, ejergrænse og driftsledergrænse/ansvarsgrænse. B1.2.3 PQ-diagram for generator I dette bilag angives PQ-diagram for kraftværksenhedens generator(er). Diagrammet angives for nominel spænding og nominel frekvens. Et eksempel på PQ-diagram ("capability diagram") kan f.eks. ses i EN , figur 2. B1.2.4 Generatorens tomgangs-/og kortslutningskarakteristik I dette bilag angives tomgangs-/og kortslutningskarakteristik for kraftværksenhedens generator(er). B1.2.5 Generatorens datablad I dette bilag angives datablad(e) for kraftværksenhedens generator(er). B1.2.6 Blokdiagrammer og parameterværdier for spændingsregulator, tanφ-regulator, tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger og strømbegrænsere for magnetisering Spændingsregulator I dette afsnit angives blokdiagrammer og parameterværdier for spændingsregulator ("voltage regulator") og tanφ-regulator med henblik på repræsentation i et softwareprogram til dynamisk modellering. Blokdiagrammet skal afbilledes med symbolsk notation, og værdier for de indgående parametre angives i en tabel. Modellen skal anvende nomenklatur (symboler, enheder m.v.) i overensstemmelse med omfanget i nedenstående referencer. Hvis flere driftsformer giver anledning til forskellige blokdiagrammer og tidskonstanter etc., skal blokdiagrammer vedlægges for hver driftsform. Dokument nr v5.1 63/85

64 Bilag 1: Dokumentation Referencer: - "IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies", IEEE Std , "Computer Models for Representation of Digital-Based Excitation Systems", IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 11, No. 3, September Crenshaw, M.L. et al., "Excitation System Models for Power System Stability Studies", IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, PAS-100 (2), 1981, siderne Tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger (PSS) I dette afsnit angives blokdiagram og parameterværdier for tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger (PSS) med henblik på repræsentation i et softwareprogram til dynamisk modellering. Modellen skal så godt som muligt beskrive spændingsregulatoren. Blokdiagrammet skal afbilledes med symbolsk notation, og værdier for de indgående parametre angives i en tabel. Modellen skal anvende nomenklatur (symboler, enheder m.v.) i overensstemmelse med nedenstående referencer. Referencer: - "IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies", IEEE Std , "Computer Models for Representation of Digital-Based Excitation Systems", IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 11, No. 3, September Crenshaw, M.L. et al., "Excitation System Models for Power System Stability Studies", IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, PAS-100 (2), 1981, p Strømbegrænsere for magnetisering I dette afsnit angives blokdiagram og parameterværdier for strømbegrænsere for magnetisering ("under-excitation limiters" og "over-excitation limiters") med henblik på repræsentation i et softwareprogram til dynamisk modellering. Blokdiagrammet skal afbilledes med symbolsk notation, og værdier for de indgående parametre angives i en tabel. Modellen skal anvende nomenklatur (symboler, enheder m.v.) i overensstemmelse med omfanget i nedenstående referencer. Referencer: - "IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies", IEEE Std , "Computer Models for Representation of Digital-Based Excitation Systems", IEEE Transactions on Energy Conversion, Vol. 11, No. 3, September Crenshaw, M.L. et al., "Excitation System Models for Power System Stability Studies", IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, PAS-100 (2), 1981, siderne Dokument nr v5.1 64/85

65 Bilag 1: Dokumentation B1.2.7 Blokdiagrammer og parameterværdier for effekt- /frekvensregulatoren I dette afsnit angives blokdiagrammer og parameterværdier for effekt- /frekvensregulator med henblik på repræsentation i et softwareprogram til dynamisk modellering. Blokdiagrammet skal afbilledes med symbolsk notation, og værdier for de indgående parametre angives i en tabel. Modellen skal anvende nomenklatur (symboler, enheder m.v.) i overensstemmelse med omfanget i nedenstående referencer. Hvis flere driftsformer giver anledning til forskellige blokdiagrammer og tidskonstanter etc., skal blokdiagrammer vedlægges for hver driftsform. Referencer: - "Dynamic Models for Fossil Fuelled Steam Units in Power System Studies", IEEE Transactions on Power Systems, VOL. 6, No. 2, May 1991, siderne "Dynamic Models for Steam and Hydro Turbines in Power System Studies", IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, PAS-92 (6), 1973, siderne B1.2.8 Blokdiagrammer og parameterværdier for drivsystem I dette afsnit angives blokdiagrammer og parameterværdier for drivsystem med henblik på repræsentation i et softwareprogram til dynamisk modellering. Modellen skal så godt som muligt beskrive drivsystemet. Blokdiagrammet skal afbilledes med symbolsk notation, og værdier for de indgående parametre angives i en tabel. Modellen skal anvende nomenklatur (symboler, enheder m.v.) i overensstemmelse med nedenstående referencer. Hvis flere driftsformer giver anledning til forskellige blokdiagrammer og tidskonstanter etc., skal blokdiagrammer vedlægges for hver driftsform. Referencer: - "Dynamic Models for Steam and Hydro Turbines in Power System Studies", IEEE Transactions on Power Apparatus and Systems, PAS-92 (6), 1973, p "Dynamic Models for Fossil Fuelled Steam Units in Power System Studies", IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 6, No. 2, May 1991, p Dokument nr v5.1 65/85

66 Påbudt relæbeskyttelse på synkrongeneratoranlæg Bilag 2: Påbudt relæbeskyttelse på synkrongeneratoranlæg Af hensyn til nettet skal der etableres følgende relæbeskyttelsesfunktioner med angivne indstillinger: Relætype Symbol Indstilling Funktionstid Tilstræbt beskyttelses-formål Note Underspænding (synkronkomponent) U 1< ca. 70 % 50 ms Sikre mod opretholdelse af lysbue ved netfejl, asynkron sammenkobling med net ved genindkobling efter netfejl og tab af synkronisme 1 Overspænding (3-faset) U >> U > 230 V+10 % 230 V+6 % < 50 ms s 2, 3 Underspænding (3-faset) Beskytte forbrugere mod uacceptable U < 230 V-10 % 2-10 s påvirkninger 2, 3 Overfrekvens f > 53,0 Hz 300 ms - Underfrekvens f < 47,0 Hz 300 ms - Overstrøm (1) eller I >>(1) U N / 3 " X d + X k,g t >>(1) 50 ms Hvis reservebeskyttelse har et trin; udkobling ved interne fejl og tabt synkronisme 4 0,4 kv smeltesikring - I N DIN-type gl eller gi Alternativ til ovennævnte overstrømsbeskyttelse - Med funktionstid menes den tid, hvor udløsebetingelsen konstant skal være opfyldt, før relæet må afgive udløsesignal. Der er altså ikke tale om en simpel tidsmæssig forskydning af udløsesignalet. Note 1: Note 2: Note 3: Note 4: Indstillingen afhænger af de lokale generator- og netdata; de 70 % er kun en typisk værdi. Den aktuelle indstilling beregnes af netvirksomheden. Værdierne gælder for 0,4 kv-net. Den aktuelle indstilling for kv-net må beregnes ud fra omsætningsforholdet for spændingstransformere ved produktionsanlægget og for nettransformere i anlæggets omegn. For anlæg, der er tilsluttet 0,4 kv-forsyningsnet, skal der måles fasenulspændinger. For anlæg, der er tilsluttet 10 kv-net, skal der måles yderspændinger. U N og X d " er generatorens mærkespænding (yderværdi i V) og subtransiente reaktans (faseværdi i Ω). X k,g er nettets kortslutningsimpedans på generatorklemmerne i Ω pr. fase. I N er generatorens mærkestrøm. Kun efter tilladelse fra netvirksomheden må der anvendes relæindstillinger, der afviger fra de angivne. Dokument nr v5.1 66/85

67 Supplerende relæbeskyttelse på synkrongeneratoranlæg Bilag 3: Supplerende relæbeskyttelse på synkrongeneratoranlæg Relætype Symbol Indstilling Funktionstid Tilstræbt beskyttelsesformål Note Som supplerende beskyttelse for yderligere at sikre produktionsanlægget ved fejl i nettet kan der etableres følgende relæbeskyttelsesfunktioner med angivne indstillinger: Statordifferentialbeskyttelse % af I N < 50 ms Udkobling ved indre generatorfejl - Frekvensændring df/dt +2,5 Hz/s -2,5 Hz/s ms Beskyttelse mod asynkron sammenkobling med net 1, 2 Overstrøm I > 1,2 * I N t > 0,8 s I >>(1) U N / 3 " X d + X k,g t >>(1) 50 ms Overbelastnings- og reservebeskyttelse 3 I >>(2) 0,8 x I >>(1) t >>(2) 200 ms Hvis reservebeskyttelse har 2 trin - Overhastighed - ca. 10 % - Mekanisk beskyttelse - Retureffekt % 3-30 s Beskyttelse af drivmaskine ved motordrift af generator - Magnetiseringsovervågning - 20 % reaktiv retureffekt 300 ms Beskyttelse mod undermagnetiseret drift - 10 kvnulspænding U 0 20 % 60 s Beskytte generator ved søgning efter jordfejl (slukkespole) - Underfrekvens II f < 47,5 Hz 10 s Inversspænding U 2> I 2 * X s Inversstrøm I 2> 5-20 % 3-10 s Jordfejl U o> % 1-5 s Eventuel generatormotorbeskyttelse Beskytte generator ved fasebrud 4 Beskyttelse af generatorvikling ved isoleret net (IT-net). - - Med funktionstid menes den tid, hvor udløsebetingelsen konstant skal være opfyldt, før relæet må afgive udløsesignal. Der er altså ikke tale om en simpel tidsmæssig forskydning af udløsesignalet. Note 1: Note 2: Note 3: Note 4: Det anbefales at supplere med et df/dt-relæ. Der stilles krav til relæets funktionsprincip, i henhold til DEFU TR293. Netvirksomheden kan kræve en mindre følsom indstilling (maks. ± 3,5 Hz/s). For anlæg tilsluttet 0,4 kv-forsyningsnet skal der måles fasenulspændinger. For anlæg, der er tilsluttet 10 kv-net, skal der måles yder spændinger. U N og X d " er generatorens mærkespænding (yderværdi i V) og subtransiente reaktans (faseværdi i Ω). X k,g er nettets kortslutningsimpedans på generatorklemmerne i Ω pr. fase. I N er generatorens mærkestrøm. Den vejledende inversstrømsindstilling i p.u. kan omregnes til en tilsvarende inversspændingsindstilling ved at gange med generatorens inversimpedans i p.u. Kendes X 2 ikke, kan den tilnærmes ved (X q "+X d ")/2. For at undgå fejludkoblinger skal der tages hensyn til relæets målenøjagtighed. Kun efter tilladelse fra netvirksomheden må der anvendes relæindstillinger, der afviger fra de angivne. Dokument nr v5.1 67/85

68 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Bilag 4: Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Ad Normal driftstilstand Fastlæggelse af normal driftstilstand har betydning for at fastlægge blandt andet maksimaleffekt og reguleringsegenskaber, idet bestemmelserne fastsætter krav, når kraftværksenheden netop opererer i normal driftstilstand. Som eksempel på kraftværksenheder, hvor der kan være tvivl om den normale driftstilstand, og hvori den systemansvarlige virksomhed skal træffe afgørelse, kan nævnes anlæg, som vil blive drevet både med og uden fjernvarmeaftag (modtryksdrift og kondensdrift). Ad 1.2 Effekt Nominel maksimaleffekt henføres til specifikke eksterne driftsbetingelser og vil ligge mellem laveste maksimaleffekt og højeste maksimaleffekt, der begge henføres til ekstreme eksterne driftsbetingelser. Den aktuelle maksimaleffekt vil variere mellem laveste maksimaleffekt og højeste maksimaleffekt afhængig af de aktuelle eksterne driftsbetingelser. For kraftværksenheder uden afhængighed af de eksterne driftsbetingelser vil alle størrelser være sammenfaldende. Variationsområde for maksimaleffekt Laveste maksimaleffekt (ugunstige eksterne driftsbetingelser) Nominel maksimaleffekt (nominelle eksterne driftsbetingelser) Højeste maksimaleffekt (gunstige eksterne driftsbetingelser) Aktiv effekt Figur 7 Forhold mellem laveste, højeste og nominel maksimaleffekt. Minimumeffekt erstatter den tidligere anvendte term "teknisk minimum". Det skal bemærkes, at definitionen af nettoeffekt afviger fra definitionen af nettoproduktion i "Nettoproduktion og bruttoforbrug på elproducerende anlæg", markedsforskrift D1, Bilag 1. Ad 1.7 Kortslutningsforhold Kortslutningsforholdet svarer ca. til den reciprokke værdi af generatorens synkrone impedans, når denne måles i p.u. Ved et lavt kortslutningsforhold kræves større ændringer i magnetiseringsstrømmen for at fastholde konstant statorspænding for en given ændring i belastningen. Et stort kortslutningsforhold for nettets generatorer forbedrer typisk den transiente stabilitet af systemet. Ad 1.8 Kraftværksenhed Kraftværksenhed svarer til energianlæg anvendt i nettilslutningsaftaler, der anvendes hos netvirksomhederne. I lovgivningen også omtalt som elproducerende anlæg. Dokument nr v5.1 68/85

69 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Ad 1.17 Sekundærregulering Reguleringen kan beordres af en automatisk netregulator eller ved manuel beordring. Ad 1.22 Termisk kraftværksenhed Eksempler på termiske kraftværksenheder er gasmotoranlæg, gasturbineanlæg og dampturbineanlæg. Ad 1.23 Tilslutningspunkt Et eksempel til afklaring af diverse termer er vist i figur 8 nedenfor. 10 kv Tilslutningspunkt Tilslutningspunkt / leveringspunkt 10 kv Ejergrænse Det kollektive elforsyningsnet Kraftværksenhed 10 / 0,4 kv 10 / 0,69 kv 0,4 kv 0,69 kv G ~ 0,4 kv 0,4 kv Magnetisering / hjælpeudstyr Egenforsyning Figur 8 Skitse for tilslutningspunkt, leveringspunkt og ejergrænse i forhold til kraftværksenheden. Ad 2.3 Klagemulighed I henhold til forvaltningsloven har den systemansvarlige virksomhed pligt til at høre alle parter i en sag, inden der træffes afgørelse. En klage over en netvirksomhed vil altid forpligte den systemansvarlige virksomhed til at indhente netvirksomhedens kommentarer til klagen. Ad 3.2 Eksisterende anlæg En væsentlig ændring er udskiftning af en vital anlægsdel, der ændrer kraftværksenhedens egenskaber set fra det kollektive elforsyningsnet. Eksempler på udskiftninger kan være: - Udskiftning af spændingsregulator eller regulatorer tilhørende generatorens drivmaskine regnes for vitalt. - Udskiftning af generator eller drivmaskine anses for vitalt, selvom de oprindelige enheder udskiftes med nye enheder af samme ydelse. Dokument nr v5.1 69/85

70 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Ad 4.1 Maksimaleffekt Bestemmelserne betyder, at der ikke stilles krav til produktion fra en kraftværksenhed med fjernvarmeaftag som eneste kilde til køling (et rent modtryksværk), når kraftværksenheden ikke kan komme af med varme på grund af et ringe fjernvarmeforbrug og en fyldt varmeakkumuleringstank. Bestemmelserne betyder, at en kraftværksenhed, hvis normale driftstilstand og dermed maksimaleffekt er defineret som uden varmeproduktion, kan reducere nettoeffekten, når der produceres varme. Det vil sige, at bestemmelserne sikrer, at der tillades en C v -værdi forskellig fra nul. De nominelle eksterne driftsbetingelser, som angives for gasturbiner, svarer til ISO's referencebetingelser. Øvrige eksterne driftsbetingelser kan fx omfatte returløbstemperatur af fjernvarmevand. Ad 4.2 Overbelastningsevne Etablering af en overbelastningsevne, fx ved udnyttelse af anlæggets naturligt indbyggede reserver, kan gøre kraftværksenheden i stand til at levere reguleringsmæssige ydelser. Derfor anbefales det at etablere en overbelastningsevne, når det er muligt, under hensyntagen til de økonomiske konsekvenser herved. Bestemmelsen medfører, at en kraftværksenhed ikke må sælge reguleringsmæssige ydelser etc., der medfører overskridelse af summen af den oplyste maksimaleffekt og overbelastningsevne, i henhold til afsnit Ad 4.3 Minimumeffekt Kravet til kulstøvfyrede enheder om minimumeffekt på 35 % af maksimaleffekten svarer til opdeling af kulmøllekapacitet ved maksimal produktion på tre kulmøller under antagelse af, at en kulmølle fungerer tilfredsstillende ved 50 % indfyring, og der altid kræves minimum to kulmøller i funktion for at sikre kontinuert drift. Ad 4.4 Dellast Der stilles ikke krav til virkningsgraden af en kraftværksenhed ved dellast. Det anbefales dog, at en kraftværksenhed konstrueres med så høj virkningsgrad som muligt ved dellast under hensyntagen til de økonomiske konsekvenser herved med henblik på at gøre kraftværksenheden i stand til at levere reguleringsmæssige ydelser. Ad 5 Tolerancer over for frekvens- og spændingsafvigelser Det skal bemærkes, at bestemmelserne gælder for hele kraftværksenheden. Egenforsyningsanlægget skal derfor dimensioneres til at modstå de specificerede forhold uden udkobling. Ad 5.1 Fuldlast spændings-frekvensområde De angivne spændings- og frekvensgrænser definerer udelukkende grænser, inden for hvilke kraftværksenheden skal kunne levere maksimaleffekt og reduceret maksimaleffekt, og ikke hvilke kvalitetsparametre netvirksomheden skal tilstræbe at opretholde i leveringspunktet. Den spændingskvalitet, som netvirksomheden tilstræber i leveringspunktet, vil typisk fremgå af netvirksomhedens netbenyttelsesaftale. Dokument nr v5.1 70/85

71 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Typisk driftsspænding er valgt ud fra normal anvendt praksis hos netvirksomhederne. Det bemærkes, at netvirksomheden ikke er forpligtet til at fastholde den typiske driftsspænding U TYP (jf. tabel 3), som er angivet på etableringstidspunktet. Såfremt U TYP ændres, og kraftværksenheden ikke længere opfylder mindstekravene i denne forskrift, skal ejer af kraftværksenheden enten søge den systemansvarlige virksomhed om dispensation eller bringe kraftværksenheden i overensstemmelse med forskriften. Spændingen i egenforsyningsanlægget kan fastholdes på 400 V ± 10 %, og der kan dermed anvendes standardkomponenter uden implementering af automatisk trinkobler på egenforsyningstransformeren. Ved spændinger under U LF, som normalt kun forekommer kortvarigt, tillades en effektreduktion. Øvre og nedre spænding (U H og U L ) i tabel 2 og tabel 3 er fastlagt til ±10 % i henhold til EN50160 og EN60038, tabel III note 2. For spændinger på 132 kv og derover er øvre spændingsgrænse U H dog højere end anbefalingerne i EN af hensyn til kortvarige høje spændinger ved retablering efter dødt net. Kortvarig periode er maksimalt 0,5 time. Inden for de sidste 20 år har der været retablering efter dødt net to gange. Det er netvirksomheden, der har bemyndigelse til at fastslå, hvilket spændingsniveau en ny kraftværksenhed skal tilsluttes. Det anbefales derfor tidligt i projektet at tage kontakt til netvirksomheden for at få fastlagt spændingsniveau og typisk driftsspænding i tilslutningspunktet. Kraftværksenhedens startmotorer og hjælpeanlæg skal udlægges for start og kontinuert drift i samme spændingsområde, medmindre der etableres viklingskoblere. Med asynkrongeneratorer kan der mellem kraftværksejer og netvirksomhed aftales, at en del af den nødvendige reaktive produktion dækkes af kondensatorbatterier ude i nettet. Ad Ekstra høje spændinger Ekstra høj spændingsgrænse svarer til højeste spænding til udstyr ("highest voltage for equipment"), i henhold til EN60038 tabel III. For spændingerne 10 kv, 15 kv og 20 kv er anvendt Zone B i EN , figur 11. Ad Spændingens ændringshastighed Den angivne bestemmelse vedrørende ændringshastighed for spændingen kan anvendes ved design af en eventuel trinkobler på kraftværksenhedens egenforsyningstransformeren. Ad Transiente spændinger Koblinger med afbrydere baseret på vacuum teknologi kan give anledning til transiente spændinger i tilslutningspunktet for kraftværksenheden. Derfor bør man tidligt i projektforløbet indhente den nødvendige information hos netvirksomheden, så man kan vurdere et eventuelt behov for at installere overspændingsafledere i forbindelse med generatorafbryderen og maskintransformeren på kraftværksenheden. Dokument nr v5.1 71/85

72 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Ad 5.3 Frekvensafvigelser For at overholde frekvenskrav anbefales det, at der ved design foretages en termisk overdimensionering af generator (stator og rotor) ved udlægning til klasse F- isolation, men drevet i henhold til klasse B-isolation ved normaldrift. Frekvenser under 49,0 Hz og frekvenser over 50,5 Hz forventes at optræde højst nogle få gange pr. år. Normalt holdes frekvensen inden for grænserne 50±0,1 Hz. Ad Ekstra høje frekvenser Frekvenser over 51 Hz vil normalt kun forekomme ved reguleringsforløb, herunder ved overgang til område-ø-drift. Ad Transiente frekvenser Der er potentiel mulighed for retureffekt til generatoren (motordrift) ved store positive frekvensgradienter. Generatoren kan være udstyret med et retureffektrelæ, idet en turbine kan tage skade ved motordrift. Der kan være en potentiel konflikt mellem beskyttelsen og krav om at være indkoblet ved de angivne frekvensgradienter. I praksis vil der dog sjældent opstå en konflikt. Retureffekt forekommer, når: P mek 2 H S < f n n df dt hvor P mek H S n f n : Tilført mekanisk effekt (akseleffekt) : Inertikonstant : Generatorens mærkeeffekt : Nominel frekvens (50 Hz) Hvis inertikonstanten, H, er 3 s, og frekvensgradienten, df/dt, er 2,5 Hz/s, fås: Pmek < 0, 3 S n Den tilførte mekaniske effekt skal være under ca. 30 % af maksimaleffekten, før der forekommer retureffekt. Dette ligger under minimumeffekten for hovedparten af kraftværksenhederne. Vær opmærksom på, at der ikke er tale om frekvensspring, men om frekvensgradienter. Ad 6 Tolerance over for netfejl Bestemmelserne medfører, at en kraftværksenhed skal konstrueres, så kraftværksenheden kan forblive indkoblet ved de angivne spændingsforstyrrelser. Dette skal ske uanset, om der måtte specificeres en relæbeskyttelse, som i praksis udkobler kraftværksenheden ved forstyrrelser, der er mindre end forstyrrelserne, som er angivet i afsnit 6. Det skal bemærkes, at bestemmelserne gælder for hele kraftværksenheden. Egenforsyningsanlægget skal dimensioneres til at modstå de specificerede forhold uden udkobling og skal være udstyret med sikret forsyning af de manøvrespændinger, som er nødvendige for driften. Dokument nr v5.1 72/85

73 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Udstyret dækker styrings-, regulerings- og overvågningsanlæg (SRO-anlæg), oliepumper, kontaktorer m.v. er eksempler på kritiske anlægsdele, der specielt skal tænkes på ved dimensionering af egenforsyningsanlægget for at hindre udfald af enheden ved kortslutninger i nettet. Samtidigt spændingsdyk i alle tre faser har betydning for motorer, mens spændingsdyk i en fase specielt har betydning for SRO-anlæg og kontaktorer med selvhold. Egenforsyningsanlæg og generator skal være koblet, så egenforsyningsanlægget kan modstå de specificerede variationer i spændingen i tilslutningspunktet. For typiske koblinger af generator og egenforsyningsanlæg kan henvises til DEFU teknisk rapport 303, "Relæbeskyttelse af kraftværkers egenforsyningsanlæg", juli 1992 og DEFU komitérapport 88, "Nettilslutning af decentrale produktionsanlæg", marts Ad 6.1 Tilslutningspunkter over 100 kv I denne forskrift håndteres fejl, som forekommer tæt på kraftværksenheden (hvor bidraget til kortslutningsstrømmen er stor). En kraftværksenhed skal i dette tilfælde kunne håndtere en fejlprofil: - For trefaset kortslutning i tilslutningspunktet med efterfølgende indsvingningsforløb for spændingen, som vist i figur 2. - For en- og tofasede kortslutninger i tilslutningspunktet med efterfølgende indsvingingsforløb for spændingen, hvor der kan forekomme genindkobling på fejlen, som vist i figur 3. Det vil sige, at kraftværksenheden skal kunne håndtere alle typer af fejl, som udkobles af den primære beskyttelse i elforsyningsnettet. Som led i at overholde denne forskrift skal egenforsyningssystemet kunne tolerere det spændingsdyk, som forekommer i tilslutningen af egenforsyningssystemet på grund af den spændingsforstyrrelse, som er specificeret i afsnit 6.1. I denne forskrift håndteres fejl, som forekommer fjernt fra kraftværksenheden (hvor dennes bidrag til kortslutningsstrømmen er lille). I denne situation skal en kraftværksenhed kunne levere en kortslutningsstrøm i den tid, som det maksimalt tager at udkoble en fejl med reservebeskyttelse plus tiden for indsvingning af spændingen i alt op til fem sekunder. Det vil sige, at kraftværksenheden skal kunne håndtere alle generatorfjerne fejl, selvom disse ikke udkobles af nettets primære beskyttelse. Som led i overholdelse af bestemmelsen skal egenforsyningsanlægget kunne tolerere det spændingsdyk, som fejlen medfører. Den maksimale størrelse af spændingsdykket i egenforsyningssystemet kan beregnes ud fra impedanserne af generator, maskintransformer og net samt koblingen af egenforsyningen. Nettets impedans er givet som den impedans mellem generator og fejl, der netop medfører, at fejlen er generatorfjern. Det svarer til, at den initielle kortslutningsstrøms vekselstrømsbidrag fra generatoren (Ik") netop er 1,8 gange generatorens mærkestrøm. Størrelsen af spændingsdykket i egenforsyningen vil afhænge af generatorens evne til at opretholde spændingen. Ved passende egenskaber af generatoren kan spændingsdykket i egenforsyningen minimeres. Dokument nr v5.1 73/85

74 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Ad 6.2 Tilslutningspunkter op til 100 kv Den angivne spændingsprofil for kraftværksenheder, tilsluttet distributionsnettet (<100 kv) skal sikre, at en- og tofasede fejl i transmissionsnettet ikke medfører udkobling af kraftværksenheden. Enfasede jordfejl, tofasede kortslutninger, tofasede kortslutninger med jordberøring og enfasede fasebrud i transmissionsnettet kan medføre spændingsdyk ved en kraftværksenhed, tilsluttet distributionsnettet af den specificerede størrelse. Størrelse og varighed af spændingsdyk, som en kraftværksenhed, tilsluttet op til 100 kv, skal kunne tolerere, er illustreret i figur 4. For spændingsdyk med en varighed på mellem et og fem sekunder gælder, at sammenhængen mellem størrelsen og varighed af spændingsdykket er udtrykt ved: ΔU t = konstant, hvor ΔU = U n -U. Konstanten er forskellig for enfasede og trefasede spændingsdyk. Bemærk, at figuren ikke viser tidsspændingsforløbet for en fejl, men derimod den varighed en given spænding skal kunne tolereres, f.eks. 50 % spænding i en fase i to sekunder og 75 % spænding i tre faser i to sekunder. Ad 7 Ø-drift En kraftværksenheds mulighed for overgang til ø-drift kræver blandt andet nøje dimensionering af alle de nødvendige elektriske og mekaniske systemer. Ad Blok-ø-drift Overgangen til blok-ø-drift kan være forårsaget af fejl i nettet, som over- og underfrekvens eller spændingsafvigelser, der er af en sådan karakter, at kraftværksenheden må beskyttes herimod. Formålet med blok-ø-drift er at sikre, at kraftværksenheden er til rådighed umiddelbart efter, at fejlen er afhjulpet. Ved små kraftværksenheder med korte starttider er blok-ø-drift af mindre betydning. Den systemmæssige betydning af eventuel blok-ø-drift vurderes som beskeden i forhold til udgiften for at sikre en sådan driftsform. Ad Område-ø-drift Område-ø-drift kan være nødvendig i forbindelse med større fejl i højspændingsnettet (også på spændingsniveauer højere end tilslutningsspændingen). Af hensyn til risiko for asynkron genindkobling og af hensyn til overskueligheden i nettet efter en fejl skal område-ø-drift uden særlig tilladelse undgås. Herunder også drifts- og personsikkerhed ved arbejde i det kollektive elforsyningsnet. Ad 8 Start og indkobling Kraftværksenheder med starttider under 15 min. er særlig værdifulde, idet de vil kan aktiveres før eventuelle termiske overbelastninger af ledninger. Af hensyn til retablering af forsyningen efter et totalt systemnedbrud, er der behov for mulighed for start fra dødt net fra et mindre antal enheder i systemet. Sikring af sådanne faciliteter forudsættes håndteret af den systemansvarlige virksomhed ad anden vej, f.eks. via udbud eller forhandlinger. Ad 8.2 Starttid En gasturbine af industriel-typen er udviklet specifikt til industrielle applikationer. En gasturbine af jet-typen er baseret på gasturbiner udviklet til fly. Gasturbiner af jet-typen afviger fra industriel typen ved typisk at være lettere og have et højere Dokument nr v5.1 74/85

75 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) trykforhold. Gasturbiner af jet-typen konstrueres endvidere ikke for så store effekter som gasturbiner af industriel-typen. Ad 8.3 Indkobling Der stilles i DEFU komitérapport 88 krav til forholdet mellem indkoblingsstrømmens størrelse og mærkestrømmen afhængigt af nettets kortslutningseffekt og generatorens mærkeeffekt for kraftværksenheder tilsluttet 0,4 kv og kv. Bestemmelsen sikrer, at indkoblingsstrømmen, herunder magnetiseringsstrømmen ved indkobling af maskintransformeren, ikke giver anledning til uacceptable spændingsforstyrrelser. Ad 9. Aktiv effektproduktion og frekvensregulering Danmark er underlagt dels Nordel-krav for Østdanmark og dels UCTE-krav for Vestdanmark. Figurerne 9 og 10 viser de enkelte reguleringsformer. Som det fremgår af figurerne 9 og 10, er det kun kritisk effekt- /frekvensregulering, der er en "ren" statik regulering. Bag de andre reguleringsformer er der også en form for statik til bestemmelse af krævet effektsvar, men effektsvaret skal leveres tidsafhængigt. Hensigten med de tidsafhængige reguleringerne er kun at stabilisere frekvensen inden for et defineret frekvensområde. Ved hjælp af manuelle reserver bringes frekvensen tilbage til referencefrekvensen (i Vestdanmark også automatisk LFC-regulering på Tysklandsforbindelsen). Dokument nr v5.1 75/85

76 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Nordel frekvensregulering FDR FNR mhz REFERENCE FREKVENS 100 FDR = FREKVENSSTYRET DRIFTSFORSTYRRELSESRESERVE FNR = FREKVENSSTYRET NORMALDRIFTSRESERVE Effektsvar - Frekvensstyret normaldriftsreserve Effektsvar som funktion af frekvensafvigelse (MW) 100% Tid (sek.) % Effektsvar - Frekvensstyret driftsforstyrrelsesreserve Effektsvar som funktion af frekvensafvigelsen (MW) 100% 50% Tid (sek) 5 30 Figur 9 Skitse for Nordel-krav til effektproduktion og frekvensregulering. Dokument nr v5.1 76/85

77 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) UCTE frekvensregulering KFR PRIMÆRREGULERING PRIMÆRREGULERING KFR mhz -200 KFR = KRITISK EFFEKT-/FREKVENSSTØTTE REFERENCE FREKVENS 100% UCTE primærregulering Effektsvar som funktion af frekvensafvigelsen (MW) 50% Tid (sek) - 50% % Kritisk effekt-/frekvensregulering Max last 6% statik 200 mhz % statik REFERENCE FREKVENS Min last Figur 10 Skitse for UCTE-krav til effektproduktion og frekvensregulering. Dokument nr v5.1 77/85

78 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Ad 9.1 Generelle krav til kraftværksenhedens reguleringsevne En kraftværksenheds maksimale (dimensionerende) effektsvar forekommer ved et dødbånd på ±0 mhz og ved den mindste statik. Effekt-/frekvensregulatorens dødbånd skal kunne indstilles i området ±0 mhz til ±200 mhz. Det vil sige, at dødbåndet normalt ligger symmetrisk omkring referencefrekvensen, og at den samlede bredde skal kunne indstilles til mellem 0 mhz og 400 mhz, i henhold til figur 11. Frekvensafvigelse Effektænding Statik 0 mhz mhz Dødbånd 0 mhz mhz Figur 11 Skitse af indstilling af effekt-/frekvensregulatorens dødbånd. Ad 10 Netstabilitet Med dagens teknologi baseres kraftværksenheder med nominel maksimaleffekt på 1,5 MW eller mere på synkrongeneratorer. Den måde, hvorpå flere af forskriftens bestemmelser er formuleret, forudsætter dette. Man kan forestille sig, at det ved udvikling af nye generatorteknologier, f.eks. inkluderende effektelektronik, kunne være ønskeligt at basere kraftværksenheder på disse. Hvis der opstår et sådant ønske/behov, vil det være nødvendigt at revidere forskriften og/eller yde dispensation. Ad 10.1 Generator Kortslutningsforholdet er det reciprokke af den mættede synkrone reaktans i p.u. Kravet om et kortslutningsforhold på mindst 0,45 er i overensstemmelse med EN for enheder mindre end 200 MVA. Det er den mættede værdi af den transiente reaktans, der skal bruges, hvilket sikrer overholdelse af Nordels rekommandation. Ad 11.1 Effektfaktor Det skal bemærkes, at der med denne bestemmelse stilles krav til den reaktive effektproduktion mellem fuldlastområdets nedre spændingsgrænse, U LF, og den nedre spændingsgrænse, U L, i henhold til afsnit samt mellem fuldlastområdets øvre spændingsgrænse, U HF, og den øvre spændingsgrænse, U H, i henhold til afsnit Dokument nr v5.1 78/85

79 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Ad 11.4 Magnetiseringssystem under netfejl Bestemmelserne vedrørende spændingsloft og spændingsresponstid erstatter tidligere bestemmelser vedrørende nominal exciter respons ratio. Spændingsloftet udtrykker, hvor stor magnetiseringssystemet evne er til at tvinge magnetiseringsstrømmen op. Et højt spændingsloft har tendens til at forbedre den transiente stabilitet. Spændingsresponstid svarer til, at magnetiseringssystemet skal være med såkaldt "high initial-response", i henhold til IEEE Std Til beskyttelse af magnetiseringssystemets skal anvendes en passende inverstidskarakteristik og ikke konstanttids-karakteristik for begrænsning af strømmen i stator og rotor. Se f.eks. P. Kundur, "Power System Stability and Control", Ad 12.1 Generelt Fejl og hændelser i nettet omfatter f.eks.: - Kortslutnings- og jordslutningsstrømme - Tilbagevendende spændinger ved bortkobling af netkortslutninger og jordslutninger. - Forhøjet spænding på fejlfrie faser ved enfasede jordfejl i isolerede og slukkespolejordede net. - Fasebrud - Asynkrone sammenkoblinger Ved afbrydelser i nettet, hvor den decentrale kraftværksenhed kommer i områdeø-drift, er der stor risiko for indkobling i modfase, hvorfor det er nødvendigt, at kraftværksenheder tilsluttet 50 kv og 60 kv, eller lavere spænding kobles ud ved utilsigtet område-ø-drift. Kortslutninger i nettet, der kan medføre område-ø-drift, kan forventes at blive detekteret af synkronspændingsrelæet. Område-ø-drift, der skyldes fejlmanøvrer, fejl i fjernkontroludstyr, Buchholzudløsning af transformer m.v., kan ofte detekteres af et df/dt-relæ. En fuldstændig sikkerhed imod alvorlige påvirkninger på kraftværksenheden kan på trods af de anbefalede relæer ikke opnås, idet asynkron sammenkobling af net og generator vil kunne forekomme ved netomlægninger og ukendte fejl og mangler ved relæbeskyttelsen. Det anbefales derfor, at det under projekteringen af hver kraftværksenhed undersøges og vurderes, om kraftværksenheden bør dimensioneres så robust, at den kan tåle asynkron sammenkobling, idet meromkostningerne herved sammenholdes med den formindskede risiko for skader på kraftværksenheden. Ved kortslutninger i nettet, hvor der anvendes automatisk genindkobling, og hvor den decentrale kraftværksenhed kommer i område-ø-drift i den spændingsløse pause, skal beskyttelsen i afsnit 12 have detekteret fejlen og udkoblet kraftværksenheden, før der sker automatisk genindkobling. Genindkoblingsprocedurer (en- eller trepolet) i nettet kan være som følger, men det anbefales at få oplyst data for genindkobling hos netvirksomheden. Dokument nr v5.1 79/85

80 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Genindkoblingsprocedure for Jylland og Fyn: - 10 kv og 60 kv anvender trepolet genindkobling kv og 400 kv anvender en- og trepolet genindkobling Almindeligvis anvendes nedennævnte spændingsløse pause: - "hurtig", trepolet genindkobling: ms - "hurtig", enpolet genindkobling: 1,0-1,2 s - "langsom", trepolet genindkobling: s Hvis automatiske genindkoblinger mislykkedes, er det normalt, at der foretages en manuel genindkobling, typisk efter 5-10 min. Genindkoblingsprocedure for Sjælland og ørerne: - 10 kv- og 132 kv-net anvender trepolet genindkobling - 30 kv-net anvender ikke genindkobling - 50 kv-net anvender ikke genindkobling kv-net anvender enpolet genindkobling I 132 kv- og 400 kv-nettet genindkobles kun på enfasede fejl. Almindeligvis anvendes nedennævnte spændingsløse pause: - "hurtig", trepolet genindkobling, 10 kv: 300 ms - "hurtig", enpolet genindkobling, 132 kv: ms - "hurtig", enpolet genindkobling, 400 kv: 800 ms Hvis automatiske genindkoblinger mislykkedes, er det normalt, at der foretages en manuel genindkobling, typisk efter 5 min 10 min. Ad 12.2 Beskyttelse mod eksterne fejl Det forsøges sikret gennem anvisningerne i DEFU-rapporten, TR 293, 2. udgave, at en kraftværksenhed ikke sammenkobles asynkront med nettet (indkobles i modfase med nettet typisk ved genindkoblinger i nettet efter fejl). En fuldstændig sikkerhed imod asynkron sammenkobling kan dog ikke opnås, idet der ved f.eks. netomlægninger og ukendte fejl og mangler ved relæbeskyttelsen kan opstå situationer med risiko for asynkron sammenkobling. Det anbefales derfor undersøgt, om en kraftværksenhed med rimelighed kan dimensioneres så robust, at den kan tåle asynkron sammenkobling med nettet uden skade på anlægget. Vektorspringsrelæ er ikke længere tilladt at anvende som supplerende beskyttelse, da funktionen ofte er behæftet med stor fejl. Ad 13 Måling, kommunikation og dataudveksling Måleforskrifterne kan hentes på Ad 13.3 Dataudveksling IEC definerer standardens relevante datapunkter (logical nodes and classes) for decentrale produktionsenheder. Dokument nr v5.1 80/85

81 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Ad 14 Kraftværksenhedens opbygning Jordingsmetode: 0,4 kv-net: Direkte jordet 10 kv-, 15 kv- og 20 kv-net (med luftledninger): Slukkespole jordet 10 kv-, 15 kv- og 20 kv-net (med rene kabelnet): Isoleret eller slukkespolejordet Drift med 1-faset jordfejl på slukkespolejordet net kan forekomme i længere tid. Jording af generatorstjernepunkt må ikke ændre nettets jordingsforhold. Ad 16 Verifikation og dokumentation Skabelon for Bilag 1 kan hentes på Ad B1.2.6 Blokdiagrammer og parameterværdier for spændingsregulator, tanφ-regulator, tilsatsudstyr for dæmpning af pendlinger og strømbegrænsere for magnetisering Blokdiagrammer skal opgives i Laplace-domænet, så de kan indgå ved dynamiske simuleringer af kraftværksenheden og det kollektive elforsyningsnet. Ved tvivlsspørgsmål omkring modellernes detaljeringsgrad m.v. anbefales det, at dette forinden aftales med Energinet.dk. Et simpelt eksempel er vist i figur 12 af den ønskede opstilling og detaljeringsgrad af blokdiagrammet fremgår af eksemplet herunder. Figur 12 Eksempel på et simpelt magnetiseringssystem. Dokument nr v5.1 81/85

82 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Et avanceret eksempel er vist i figur 13 af den ønskede opstilling og detaljeringsgrad af blokdiagrammet fremgår af eksemplet herunder. Figur 13 Blokdiagram for et magnetiseringssystem. Et eksempel for blokdiagram dækkende generatorklemspændingen Figur 14 Eksempel på detaljeringsgrad for blokdiagram for transducer til måling af generatorklemspænding for magnetiseringssystemet i figur 13. Et eksempel for blokdiagram dækkende ensretterens reguleringsligning Figur 15 Blokdiagram for ensretterens reguleringsligning (FEX = ƒ[in]) for magnetiseringssystemet i figur 13. Dokument nr v5.1 82/85

83 Bemærkninger (ikke en del af forskrift) Ad B1.2.7 Blokdiagrammer og parameterværdier for effekt- /frekvensregulatoren Blokdiagrammer skal opgives i Laplace-domænet, så de kan indgå ved dynamiske simuleringer af kraftværksenheden og det kollektive elforsyningsnet. Ved tvivlsspørgsmål omkring modellernes detaljeringsgrad m.v. anbefales det, at dette forinden aftales med Energinet.dk. Et simpelt eksempel af den ønskede opstilling og detaljeringsgrad af blokdiagrammet fremgår af figur 16 herunder. Figur 16 Eksempel på blokdiagram for hastighedsregulator. Ad B1.2.8 Blokdiagrammer og parameterværdier for drivsystem Blokdiagrammer skal opgives i Laplace-domænet, så de kan indgå ved dynamiske simuleringer af kraftværksenheden og det kollektive elforsyningsnet. Ved tvivlsspørgsmål omkring modellernes detaljeringsgrad m.v. anbefales det, at dette forinden aftales med Energinet.dk. Et simpelt eksempel af den ønskede opstilling og detaljeringsgrad af blokdiagrammet fremgår af figur 17 herunder. Figur 17 Eksempel på blokdiagram dampturbine. Dokument nr v5.1 83/85

84 Tidligere bestemmelser (ikke en del af forskriften) Bilag 5: Tidligere bestemmelser (ikke en del af forskriften) Der angives her en oversigt over tidligere bestemmelser og rekommandationer gældende for termiske kraftværksenheder. Eksisterende anlæg etableret før nærværende forskrift vil være omfattet af de tidligere bestemmelser og rekommandationer. For det vestdanske område (Jylland og Fyn) for kraftværksenheder over MW: : "Kraftværkspecifikationer for effektudbygning i 1980'erne", notat ARN-77/179, Elsam, : "Kraftværksspecifikationer for nyanlæg større end 25 MW" notat S87-56g, Elsam, : "Kraftværksspecifikationer for produktionsanlæg > 50 MW", notat SP92-230j, Elsam, For det vestdanske område (Jylland og Fyn) for kraftværksenheder under MW: : "Kraftværkspecifikationer for effektudbygning i 1980'erne", ARN-77/179, Elsam, : "Kraftværksspecifikationer for decentrale kraftvarmeanlæg op til 50 MW" notat EP91/172, Elsamprojekt, : "Kraftværksspecifikationer for produktionsanlæg mellem 2 og 50 MW" notat SP92-017a, Elsam, For det østdanske område (Sjælland og øer) for kraftværksenheder over MW: : "Drifttekniske specifikationer för värmekraft", Nordel, juli : "Drifttekniske specifikationer för värmekraft, Revision nr. 1", Nordel, juni : "Operational Performance Specifications for Thermal Power Units larger than 100 MW", Nordel, For det østdanske område (Sjælland og øer) for kraftværksenheder under MW: : "Driftstekniske specifikationer for mindre varmekraft anlæg, Tillæg nr. 1", Nordel, august : "Operational Performance Specifications for small Thermal Power Units, Amendment no. 1", Nordel, Dokument nr v5.1 84/85

85 Referenceliste (Ikke en del af forskriften) Bilag 6: Referenceliste (Ikke en del af forskriften) Der refereres i forskriften til følgende dokumenter: 1. Nordel, "Operational Performance Specifications for Thermal Power Units larger than 100 MW", Nordel, "Operational Performance Specifications for small Thermal Power Units, Amendment no. 1", Elsam, "Kraftværksspecifikationer for produktionsanlæg > 50 MW", notat SP92-230j, Elsam, "Kraftværksspecifikationer for produktionsanlæg mellem 2 og 50 MW", notat SP92-017a, DEFU komitérapport 88, "Nettilslutning af decentrale produktionsanlæg", marts DEFU teknisk rapport 293, "Relæbeskyttelse ved decentrale produktionsanlæg med synkrongeneratorer", 2. udgave, juni EN "Rotating electrical machines Part 16: Excitation systems for synchronous machines Chapter 1: Definitions", IEC teknisk rapport IEC "Rotating electrical machines Part 16: Excitation systems for synchronous machines Section 3: Dynamic performance", IEEE Std , "IEEE Recommended Practice for Excitation System Models for Power System Stability Studies", IEEE Std "IEEE Guide for Identification, Testing and Evaluation of the Dynamic Performance of Excitation Control Systems", DEFU teknisk rapport 303, "Relæbeskyttelse af kraftværkers egenforsyningsanlæg", juli EN50160, "Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution systems", Draft May EN , "Rotating electrical machines Part 1: Rating and performance", EN , "Rotating electrical machines, part 3: Specific requirements for turbine-type synchronous machines", EN60038, "IEC Standard voltages", EN , "Power transformers, part 1: General", IEC , "DER Logical Nodes" Dokument nr v5.1 85/85